Исследование буровых скважин – E21B 47/00

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано при проведении каротажных работ. Заявлены способы и системы для скважинной телеметрии с использованием прибора, сконфигурированного или спроектированного для развертывания в буровой скважине, пересекающей подземный пласт. Прибор включает в себя скважинный телеметрический модуль, наземный телеметрический модуль и линию передачи данных между скважинным и наземным модулями, сконфигурированную или спроектированную для передачи данных по одному или нескольким каналам передачи данных с использованием по меньшей мере одной телеметрической схемы, выбранной из множества телеметрических схем на основании по меньшей мере одного скважинного параметра. Технический результат - повышение качества передачи разведочных данных. 5 н. и 21 з.п. ф-лы, 7 ил.

Изобретение относится к области каротажа в процессе бурения скважин и предназначено для передачи сигналов измерения из скважины на поверхность по беспроводному каналу связи. Техническим результатом является упрощение технологии передачи сигналов с забоя скважины, повышение скорости и информативности передающего сигнала. Предложен способ передачи информации из скважины по электрическому каналу связи, включающий возбуждение электрического тока в колонне металлических труб в скважине, разделенных диэлектрической вставкой на верхнюю и нижнюю части, и регистрацию на поверхности изменения напряжения, вызванного пульсацией тока в трубе. При этом полезным сигналом служит изменение напряжения на зажимах приемной цилиндрической катушки, являющегося функцией переменного тока, текущего в трубе возбуждаемого при помощи переменной ЭДС, приложенной к диэлектрической вставке. Предложено также устройство для осуществления указанного способа, которое содержит источник переменного тока, подсоединенный к колонне металлических труб в скважине, разделенных диэлектрической вставкой на верхнюю и нижнюю части, и наземную цилиндрическую приемную катушку с магнитопроводом в виде коаксиально установленного колонне труб полого цилиндра. При этом приемных катушек может быть несколько, установленных друг над другом и снабженных полосовыми усилителями, выходы которых суммируются на входе регистратора напряжения. 2 н.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при исследовании скважины. Техническим результатом является определение заколонных перетоков при потоке жидкости за скважиной сверху вниз. В скважину спускают компоновку, состоящую снизу вверх из воронки, пакера, размещаемого в интервале между продуктивными пластами, колонны труб малой теплопроводности с размещенными на наружной поверхности автономными скважинными приборами, устройства эжекторного для геофизических исследований скважин и колонны насосно-компрессорных труб, устанавливают пакер, проводят технологическую выдержку для восстановления температурного режима, прокачивают воду по колонне насосно-компрессорных труб через устройство эжекторное для геофизических исследований скважин и межтрубное пространство, снижают забойное давление под пакером, вызывают приток из нижнего продуктивного пласта, срывают пакер, поднимают компоновку и производят интерпретацию показаний автономных приборов, при изменении показаний температуры, зафиксированных автономными скважинными приборами менее 0,4 град, делают вывод об отсутствии заколонной циркуляции, при изменении показаний более 0,4 град делают вывод о наличии заколонной циркуляции. 1 ил.,1 пр.

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано при проведении акустического каротажа при бурении подземных формаций. Способ проведения измерений акустического каротажа включает группирование полученных форм акустических сигналов в одну из множества групп. При этом каждая такая репрезентативная группа соответствует некоторым измеренным параметрам состояния буровой скважины (например, диапазон измеренных значений отклонения и/или диапазон измеренных азимутальных углов). Формы акустических сигналов, сохраненные, по меньшей мере, в одной из групп, накладываются одна на другую для получения усредненной формы сигнала. Впоследствии такая усредненная форма сигнала может подвергаться обработке, например, с использованием алгоритма определения меры когерентности для получения, по меньшей мере, одного значения замедления акустической волны. Технический результат - повышение точности каротажных данных. 4 н. и 13 з.п. ф-лы, 4 ил.

Изобретение относится к точному приборостроению и может быть использовано, например, для построения скважинных приборов (СП) непрерывных малогабаритных гироскопических инклинометров (ГИ) с автономной начальной выставкой (АНВ) в азимуте для определения координат оси симметрии скважин. Гироинерциальный модуль ГИ содержит одноосный гиростабилизатор (ГС), на платформе (9) которого размещены два измерителя ускорений (13, 14) и трехстепенной гироскоп (12), установленный в поворотной раме (ПР) (5), ось подвеса которой перпендикулярна оси стабилизации (ОС). В режиме измерения ПР (5) повернута в положение, при котором вектор кинетического момента гироскопа (12) перпендикулярен оси подвеса платформы (9), а гироскоп (12) используется в качестве чувствительного элемента ГС. В режиме АНВ ОС устанавливают в вертикальное положение по сигналам измерителей ускорений (13, 14), а ПР (5) разворачивают на 90°, превращая гироскоп (12) в двухкомпонентный измеритель угловой скорости. Платформу (9) вращают с постоянной скоростью, измеряют и записывают угол ее поворота и угловые скорости. По полученным данным вычисляется начальный азимут осей платформы (9). Использование ПР (5) позволяет реализовать в одном приборе алгоритмы измерения, основанные на использовании ГС, и алгоритмы АНВ, основанные на измерении горизонтальной составляющей угловой скорости вращения Земли относительно двух осей, что способствует повышению точности определения начального азимута, а следовательно, и точности работы прибора. 4 ил., 3 табл.

Изобретение относится к шлангокабелям, предназначенным для работ в нефтяных и газовых скважинах и может быть использовано для перемещения предметов, в частности приборов в горизонтальных скважинах. Устройство по одному из вариантов представляет собой шлангокабельную компоновку, которая состоит из двух шлангокабелей разного диаметра, размещенных коаксиально и частично один в другом. Устройство содержит электрический проводник, размещенный в полости или стенке одного из шлангокабелей. Торец шлангокабеля меньшего диаметра, находящийся внутри шлангокабеля большего диаметра, имеет поршень, сопряженный с шлангокабелем большего диаметра. Конец шлангокабеля большего диаметра закрыт, а начало закрыто и имеет аксиальное отверстие, через которое проходит шлангокабель меньшего диаметра, содержащий второй канал, связанный с объемом между поршнем и закрытым концом шлангокабеля большего диаметра. Шлангокабель меньшего диаметра связан своими каналами с каналом напорного шлангокабеля и сливом во внешнюю среду через четырехлинейный трехпозиционный гидрораспределитель или пневмораспределитель с электромагнитным управлением. Доставляемый объект закреплен на конце шлангокабельной компоновки. Технический результат заключается в повышении технологичности проведения исследований наклонных и горизонтальных скважин, сокращении стоимости и затрат времени на проведение исследований. 4 н.п. ф-лы, 11 ил.

Изобретение относится к области бурения скважин и предназначено для наземной передачи в пределах буровой площадки информации, получаемой от скважинной аппаратуры и от различных наземных датчиков, установленных на буровой площадке, и используется для контроля и управления процессом бурения в реальном режиме времени. Техническим результатом является обеспечение оперативного мониторинга удаленных регистрирующих приборов, распределенных на буровой площадке, повышение надежности системы наземной передачи информации и удобства в эксплуатации. Предложен способ наземного приема-передачи информации в процессе бурения, включающий прием данных от датчиков забойной телеметрической системы, наземную передачу данных с последующей дешифрацией и передачей данных на регистрирующие приборы потребителей информации. При этом передачу данных осуществляют по проводам силовой электросети, питающей регистрирующие приборы потребителей информации и наземные датчики, установленные на буровой площадке и насосном оборудовании. Кроме того приемники информации от датчиков забойной телеметрической системы, наземные датчики, базовый компьютер и приемники информации регистрирующих приборов потребителей информации снабжают электросетевыми PLC-модемами со встроенным сетевым протоколом, включающим интерфейсный блок и программные модули сопряжения для приема-передачи данных по силовой электросети. Предложено также устройство для осуществления указанного способа. 2 н.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при исследовании скважины. В предложенном изобретении решается задача повышения достоверности обнаружения перетоков вверх за эксплуатационной колонной и вертикальных движений флюидов в заколонном пространстве в скважинах с перфорированными двумя и более пластами. Согласно способу скважину оборудуют колонной насосно-компрессорных труб с пакером, устанавливают пакер между двумя пластами на 3 м и ниже от подошвы верхнего интервала перфорации. Останавливают скважину для выравнивания температурного поля, проводят запись гамма-каротажа и термометрии по колонне насосно-компрессорных труб для регистрации кривой фонового распределения температуры по глубине скважины. Прокачивают возмущающий объем воды по колонне насосно-компрессорных труб в нижний пласт, одновременно перемещают прибор для регистрации расхода жидкости по межтрубному пространству от глубины посадки пакера и на расстояние не менее 50 м выше кровли верхнего пласта с регистрацией показаний термометра и расходомера. Выполняют повторную запись термометрии скважины и регистрацию кривой распределения температуры по глубине скважины, анализируют данные и выносят заключение о техническом состоянии скважины. 1 з.п. ф-лы.

Изобретение относится к области газовой промышленности и может быть использовано при проведении газодинамических исследований скважин. Техническим результатом является повышение эффективности проведения газодинамических исследований. Проводят текущие измерения пластового и забойного давлений и дебита газа на установившихся режимах работы скважины с последующим нормированием результатов измерений путем перевода в безразмерные единицы. Определяют нормированные коэффициенты фильтрационных сопротивлений исследования и дополнительно определяют поправочный коэффициент. Рассчитывают нормированный дебит для каждого режима по коэффициентам фильтрационных сопротивлений без учета и с учетом поправочного коэффициента. Рассчитывают показатель отклонения дебита для каждого режима, анализируют полученные результаты и делают вывод о достоверности проведенных измерений на каждом режиме. Если показатель отклонения дебита для каждого режима не превышает 5%, то результаты измерений признают достоверными, приводят нормированные коэффициенты фильтрационных сопротивлений к размерному виду и исследования прекращают. Если показатель отклонения дебита для одного или нескольких режимов превышает 5%, то результаты измерений на данных режимах признают недостоверными и проводят повторные измерения на указанных режимах с последующей обработкой результатов измерений. 5 табл.

Изобретение относится к газонефтедобывающей промышленности, в частности к исследованиям газонасыщенных пластов. Способ гидродинамических исследований газонасыщенных пластов без выпуска газа на поверхность включает спуск на колонне бурильных труб или НКТ в скважину компоновки испытательного оборудования в виде испытателя пластов с пакером и геофизическими датчиками в заданный интервал исследования газонасыщенного пласта. Изолируют пакером интервал исследований скважины выше газонасыщенного пласта. Создают последовательные режимы притока и восстановления давления и осуществляют последующую интерпретацию полученных данных. При этом в процессе спуска в колонну бурильных труб или НКТ испытательного оборудования дополнительно заливают расчетное количество как минимум двухкомпонентной вязкоупругой смеси с заданными параметрами вязкости и упругости, изготовленной без сшивателя на основе полиакриламида и цеолита или глинопорошка, образующее выше компоновки испытательного оборудования вязкоупругую пробку. Пробка обеспечивает создание депрессии величиной не более 10% - 20% от ожидаемого пластового давления. Далее гидродинамические исследования проводят согласно регламенту испытания пластов на трубах. Техническим результатом является повышение точности и эффективности исследований. 1 з.п. ф-лы.

Изобретение относится к области нефтегазовой промышленности и может быть использовано при разработке газовых месторождений. Техническим результатом предлагаемого изобретения является уточнение даты изменения коэффициентов фильтрационного сопротивления призабойной зоны за счет учета основных факторов, характеризующих степень обводнения призабойной зоны пласта. Поставленный технический результат достигается тем, что в способе контроля за обводнением газовой скважины, включающем фиксирование расхода газа и забойного давления между датами проведения газодинамических исследований методом установившихся отборов, определение значений первой и второй главных компонент, соответствующих наибольшим собственным числам ковариационной матрицы исходных данных, включающих значения нулевых и первых производных дебита газа, дебита газа в квадрате, забойного давления, анализ динамики первой и второй главных компонент во времени, построение графиков их изменения во времени, вывод об увеличении степени обводнения призабойной зоны пласта при пересечении кривых первой и второй главных компонент, проводят периодически отбор проб смешанной подошвенной и конденсационной воды, определение общей минерализации проб воды, определение удельного количества подошвенной воды в продукции скважины, включение нормированных значений общей минерализации проб воды и удельного количества подошвенной воды в продукции скважины в матрицу исходных данных.

Изобретение относится к нефтедобывающей технике и может быть использована для контроля технического состояния насосных штанг. Техническим результатом является повышение эффективности работы насосной установки, сокращение несчастных случаев и снижение расходов на техобслуживание. Предложена интеллектуальная система мониторинга для насосной штанги, содержащая центр мониторинга, устройство дистанционного беспроводного доступа для связи с ним, блок обнаружения движения и хранения параметров насосных штанг, радиочастотный блок чтения/записи и радиочастотный чип памяти. При этом блок обнаружения движения и хранения параметров насосных штанг соединен с радиочастотным чипом памяти, расположенным на насосных штангах, и устройством дистанционного беспроводного доступа. Причем радиочастотный блок чтения/записи и блок обнаружения движения и хранения параметров насосных штанг выполнены с возможностью считывания с радиочастотного чипа памяти параметров движения и состояния насосных штанг и сохраняют их. Кроме того, блок обнаружения движения и хранения параметров насосных штанг включает в себя главный микропроцессор и элементы, связанные с ним, составляющие сторожевую цепь, цепь сигнала, флэш-память и схему USB интерфейса. При этом цепь сигнала дополнительно соединена с трансформатором тока, а главный микропроцессор связан с устройством дистанционного беспроводного доступа. 8 з.п. ф-лы, 5 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при добыче нефти штанговым насосом. Техническим результатом является повышение интенсивности извлечения нефти и увеличение продуктивности призабойной зоны за счет увеличения амплитуды упругих колебаний в пласте. Способ повышения продуктивности добывающих скважин заключается в применении технологии дилатационно-волнового воздействия. При этом осуществляют синхронизацию работы станков-качалок в скважинах, оснащенных оборудованием для создания дилатационно-волнового воздействия. Для обеспечения указанной синхронизации глубинное оборудование оснащают датчиками регистрации упругих колебаний и каналами передачи принятого сигнала на поверхность в шкаф управления работой станка-качалки. Причем синхронизация работы каждого станка-качалки на месторождении обеспечивается с частотой сигнала, генерируемого станком-качалкой задающей скважины.

Изобретение относится к газовой и нефтяной промышленности и может быть использовано при освоении северных месторождений, а также при контроле теплоизолирующей способности конструкций скважин, смыкания ореолов протаивания многолетнемерзлых пород (ММП) на соседних скважинах куста разрабатываемых месторождений. Определение теплофизических условий на скважинах осуществляют на двух соседних скважинах месторождения, характеризующихся наличием в разрезе просадочных ММП, приводящих к осложнениям при их протаивании. При этом в каждой скважине термометрические устройства устанавливают за наружными обсадными колоннами для измерения температуры в заколонном пространстве скважины вблизи ММП и на устье скважины для регистрации температуры флюида внутри каждой скважины в первый и второй текущие моменты времени для каждой скважины, которые отсчитывают от начала ее эксплуатации до момента времени наступления протаивания ММП вокруг каждой из них. Полученные значения измеренных температур в указанные моменты времени, а также значение момента времени наступления протаивания ММП вводят в выражение, с помощью которого определяют эмпирический коэффициент, зависящий от температуропроводности пород. Сравнивая в процессе мониторинга изменяющиеся во времени значения радиусов зон протаивания и ширину сквозной талой щели с их реальными значениями, измеренными в процессе проникновения газа, образующегося при протаивании газогидратосодержащих пород, прогнозируют техническое состояние скважин. Техническим результатом является повышение эффективности интенсификации добычи нефти. 1 табл., 1 ил.

Изобретение относится к газодобывающей промышленности. Техническим результатом является упрощение контроля герметичности, что приводит к повышению надежности и безопасности эксплуатации подземных хранилищ газа (ПХГ). В предлагаемом способе осуществляют циклическое воздействие на пласт, при котором каждый цикл включает закачку газа в пласт с последующим отбором газа. Воздействие на пласт осуществляют, по меньшей мере, в течение 10 циклов. В каждом цикле периодически одновременно измеряют текущее пластовое давление и объем отбора (или закачки) газа. С учетом измеренных параметров определяют расчетное давление в ПХГ для режима эксплуатации хранилища без утечек газа и для режима эксплуатации хранилища с утечками газа. Затем определяют функцию (F) как среднеарифметическое значение отклонений от , полученных при каждом i-м измерении, для режима эксплуатации хранилища без утечек газа и функцию (F_y) для режима эксплуатации хранилища с утечками газа и при выполнении неравенства F_y<F делают вывод о наличии утечек газа в хранилище. 1 табл.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано на месторождениях различных типов строения, в том числе истощенных и с трудноизвлекаемыми запасами. Сейсмоакустические исследования в процессе добычи нефти заключаются в том, что скважинным акустическим излучателем создают упругие колебания в виде горизонтально направленной в пласт волны цилиндрической формы. Регистрируют сейсмоприемниками, установленными на поверхности земли по профилю, и измеряют амплитудо-частотные параметры проходящих сквозь толщу пласта по всей его площади продольных и поперечных волн, вызванных деформацией породы упругими колебаниями скважинного акустического излучателя. Одновременно с процессом сейсмоакустических исследований упругими колебаниями скважинного акустического излучателя обеспечивают образование градиента давления для вытеснения нефти и добывают нефть. Технический результат - повышение точности результатов сейсмоакустического исследования, увеличение коэффициента извлечения нефти. 1 ил.

Изобретение относится внутрискважинной калибровке инструментов. Техническим результатом является устранение ограничений при калибровке скважинной аппаратуры температурного дрейфа и других ошибок датчика. Предложен аппарат скважинной калибровки датчика, содержащий корпус и поворотный механизм или карданный подвес, размещенный в указанном корпусе и содержащий, по меньшей мере, один датчик. Причем указанный поворотный механизм выполнен с возможностью поворота датчика относительно трех перпендикулярных осей с перемещением оси чувствительности датчика вдоль трехмерной орбиты. Предложен также способ калибровки датчика, заключающийся в использовании замеров, полученных на трехмерной орбите для калибровки датчика и определения других характеристик этого датчика или калибруемого инструмента. 3 н. и 30 з.п. ф-лы, 30 ил.

Изобретение относится к области контроля и измерения технологических параметров работы погружного электродвигателя и насосного агрегата при эксплуатации установок электроцентробежных насосов (УЭЦН). Техническим результатом является повышение точности определения технического состояния УЭЦН за счет использования классификаторов, отражающих одновременно вероятности присутствия пяти классов технического состояния УЭЦН. Устройство содержит дисплей - блок визуализации, компьютерную систему - ЭВМ, устройство для механизированной добычи, включающее погружной электродвигатель. Дополнительно в состав устройства введены блоки погружной телеметрической системы, соединенной с погружным электродвигателем, выходы которой соединены с наземной телеметрической системой, последовательно соединенной через контроллер с первым блоком визуализации, а также с первым, вторым, третьим, четвертым и пятым блоками обработки, причем выходы блоков обработки через электронно-вычислительную машину соединены со вторым блоком визуализации. 3 ил.

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

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

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

Группа изобретений относится к области бурения, а именно к универсальному переходнику для бурильного двигателя, имеющего провода или порты. Узел нижней части бурильной колонны содержит забойный двигатель, расположенный на бурильной колонне и имеющий ротор и статор, причем в роторе выполнено первое отверстие, шпиндель, расположенный снизу от скважинного двигателя, в котором выполнено второе отверстие, вал, в котором выполнено третье отверстие и который имеет первый и второй концы, причем первый конец соединен с ротором посредством первого универсального переходника, при этом второй конец соединен со шпинделем посредством второго универсального переходника, и внутренний стержень, расположенный в третьем отверстии вала, причем внутренний стержень имеет внутренний проход и имеет третий и четвертый концы, при этом третий конец герметизирует сообщение внутреннего прохода с первым отверстием ротора, а четвертый конец герметизирует сообщение внутреннего прохода со вторым отверстием шпинделя. Обеспечивается передача сигнала с датчиков, подача питания внутри вращающихся элементов узла. 3 н. и 18 з.п. ф-лы, 8 ил.

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

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

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

Изобретение относится к области нефтепромысловой геофизики и может быть использовано при проведении геофизических исследований наклонных и горизонтальных нефтяных и газовых скважин. Техническим результатом является значительное уменьшение сил сопротивления продвижению шлангокабеля в условно горизонтальном участке скважины, возникающих в местах контакта шлангокабеля со стенками скважины, а также понижение износа шлангокабеля и увеличение длины его продвижения. Предложенный шлангокабель содержит по всей длине каналы, заполненные рабочими телами низкой плотности, а также функциональные элементы, представляющие собой составляющие части шлангокабеля, необходимые для изоляции, придания прочности и передачи различных сред - жидкостей, газов, электроэнергии, информации. При этом в качестве рабочих тел могут быть использованы твердое тело, жидкость, газ или их комбинация. Особенностью предложенного шлангокабеля является то, что каналы, заполненные рабочими телами, соединены своими концами друг с другом. Причем указанные рабочие тела имеют различную плотность и разделены между собой эластичными поршнями. Кроме того, шлангокабель может содержать дополнительно глухие каналы, постоянно заполненные рабочим телом низкой плотности. Предложен также способ доставки глубинного прибора в интервал исследования скважины при помощи предложенного шлангокабеля. 2 н. и 2 з.п. ф-лы, 3 ил.

Изобретение относится к управлению электропитанием скважинных устройств. Техническим результатом является обеспечение эффективной подачи электроэнергии на скважинные устройства, в частности уменьшение количества или полного устранения приемников электрической энергии скважинных устройств, питаемых нежелательным током или получающих электроэнергию иными нежелательными путями за счет обеспечения изоляции тока, подаваемого на приемник. Предложенная система для соединения с токоведущими линиями, включающими в себя токоведущую линию оболочки, первую токоведущую линию, вторую токоведущую линию и третью токоведущую линию, содержит: первый управляющий модуль, выполненный с возможностью соединения с первой токоведущей линией и с возможностью находиться в последовательном электрическом соединении с первым электроприемником в скважине, соединенным со второй токоведущей линией; второй управляющий модуль, выполненный с возможностью соединения со второй токоведущей линией и с возможностью находиться в последовательном электрическом соединении со вторым электроприемником в скважине, соединенным с первой токоведущей линией; третий управляющий модуль, выполненный с возможностью соединения с первой токоведущей линией и с возможностью находиться в последовательном электрическом соединении с третьим электроприемником в скважине, соединенным с третьей токоведущей линией; и четвертый управляющий модуль, выполненный с возможностью соединения с первой токоведущей линией и с возможностью находиться в последовательном электрическом соединении с четвертым электроприемником в скважине, соединенным с токоведущей линией оболочки. Причем при пропускании первым управляющим модулем тока на первый электроприемник в скважине второй, третий и четвертый управляющие модули не пропускают нежелательный ток на второй, третий и четвертый электроприемники в скважине соответственно. 2 н. и 16 з.п. ф-лы, 6 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке продуктивного пласта и определении параметров продуктивного коллектора. Техническим результатом является повышение точности определения показателей, характеризующих состояние призабойной зоны пласта. Способ комплексной оценки состояния призабойной зоны пласта включает эксплуатацию скважины на установившемся режиме перед проведением гидродинамического исследования, гидродинамическое исследование скважины методом восстановления давления, определение забойного давления и продолжающегося притока жидкости из пласта в скважину после ее остановки, и обработку результатов замеров. Причем при обработке результатов замеров определяют текущее пластовое давление методом произведения, проводят аппроксимацию данных результатов замеров, включающую при коэффициенте детерминации менее 0,99 разделение фактической кривой восстановления давления (КВД) на отдельные участки. Затем осуществляют подбор аппроксимирующих уравнений для выделенных участков, и деление всего периода проведения исследования на интервалы с постоянным шагом по времени. Рассчитывают для указанных интервалов значения забойного давления. Обрабатывают аппроксимированную КВД методом детерминированных моментов давления с определением пластового давления и безразмерного диагностического признака. Сравнивают полученное пластовое давление с давлением, определенным методом произведения. В случае, если они отличаются более чем на 0,3 МПа, выполняют процедуру аппроксимации с использованием других аппроксимирующих уравнений. Далее по результатам определения пластового давления методом произведения оценивают степень восстановления забойного давления, полученного при исследовании скважины, и определяют коэффициент продуктивности скважины по режиму. Для уточнения положения обрабатываемого участка строят билогарифмический график. Выполняют обработку фактической и аппроксимированной КВД методом касательной с определением параметров удаленной зоны пласта. Сопоставляют результаты обработки фактической и аппроксимированной КВД методом касательной. В случае отличия коэффициентов проницаемости удаленной зоны пласта по фактической и аппроксимированной кривым, выполняют процедуру аппроксимации с использованием других аппроксимирующих уравнений. Далее определяют скин-фактор для КВД с практически полным не менее 99% восстановлением давления и для недовосстановленных КВД. Оценивают состояние призабойной зоны пласта по значениям диагностического признака и скин-фактора. Для КВД, обработка которых методом касательной не может быть выполнена, производят обработку дифференциальным или интегральным методами с учетом послепритока, предварительно выполнив процедуру аппроксимации кривых восстановления затрубного и буферного давлений для равноудаленных значений времени. Определяют параметры удаленной зоны пласта при использовании нескольких методов с учетом послепритока, в случае ухудшенного состояния призабойной зоны пласта определяют размеры и свойства призабойной зоны пласта, используя определенные ранее значения проницаемости удаленной зоны пласта. Оценивают состояние призабойной и удаленной зон пласта по значениям диагностического признака, проницаемости, гидропроводности, пьезопроводности и размеров призабойной зоны пласта. 11 ил.

Группа изобретений относится к скважинному измерительному прибору, который может быть использован в горнодобывающей промышленности, а также к способу изготовления соединительного устройства связи для данного прибора. Прибор содержит кожух, выполненный с возможностью перемещения внутри ствола скважины и, по меньшей мере, один датчик, выполненный с возможностью измерения параметра ствола скважины. В кожухе установлен контроллер, включающий в себя, по меньшей мере, одно из следующего: устройство сохранения данных и устройство управления работой, по меньшей мере, одного датчика. Также прибор содержит порт связи, установленный в отверстии в кожухе и включающий в себя соответствующий промышленным стандартам соединитель, стыкующийся с кабелем, имеющим соответствующее промышленным стандартам концевое устройство для соединения с наземным устройством, когда прибор находится на земной поверхности. Причем соответствующий промышленным стандартам соединитель содержит соответствующую промышленным стандартам базу соединителя, выполненную в корпусе, изготовленном из влагонепроницаемого и электроизолирующего материала. Способ изготовления соединительного устройства связи для скважинного измерительного прибора заключается в выборе соответствующей промышленным стандартам базы соединителя, заключении указанного соединителя в оболочку корпуса, изготовленного из влагонепроницаемого и электроизолирующего материала. Затем осуществляют электрическое соединение контактных штырей на базе соединителя с выбранными электрическими цепями в приборе, а введение корпуса в порт в стенке кожуха прибора выполняют, по меньшей мере, с предотвращением попадания влаги внутрь кожуха. Достигаемый при этом технический результат заключается в обеспечении более низкой стоимости изготовления и техобслуживания скважинных измерительных приборов. 2 н., 8 з.п. ф-лы, 23 ил.

Изобретение относится к области измерения и контроля дебита нефтяных скважин и может быть использовано в информационно-измерительных системах добычи, транспорта, подготовки нефти, газа и воды. Технический результат заключается в возможности идентификации скважины с измененным массовым расходом жидкости куста нефтяных скважин непосредственно в процессе измерения дебита скважин. Способ заключается в непрерывном мониторинге суммарных массового расхода жидкости М_жи и объемного расхода газа Q_ги и вычислении коэффициента , где М_жи и Q_ги соответственно разности предыдущих (запомненных) и текущих средних численных значений суммарных расходных параметров куста нефтяных скважин и . В случае отклонения численного значения К_и за пределы от заданных значений измеряют суммарный массовый расход жидкости М_жи(n-1) и суммарный объемный расход свободного газа Q_ги(n-1) по (n-1) скважинам, где n - общее число скважин в кусте, вычисляют по каждой скважине массовый расход жидкости (водонефтяной смеси) М_жi=М_жи -M_(n-1), объемный расход свободного газа Q_гi =Q_ги-Q_ги(n-1) и коэффициент , после чего сравнивают численные значения коэффициентов K_i по каждой скважине с текущим численным значением К_и, а скважину с измененным массовым расходом жидкости куста нефтяных скважин идентифицируют по признаку минимальной разности между численным значением K_i одной из скважин куста нефтяных скважин и численным значением коэффициента К _и. 1 з.п. ф-лы, 1 ил.