Исследование буровых скважин: .измерение температуры или давления – E21B 47/06

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 нефтегазодобывающей промышленности и может найти применение для месторождений, на которых достижение рентабельного дебита возможно только при снижении забойных давлений ниже давления насыщения. Техническим результатом является повышение точности измерения давления насыщения нефти газом. Способ определения давления насыщения нефти газом в скважине включает замер забойных давлений при различных дебитах нефти и регистрацию кривых изменения забойного давления после пуска скважины на линейных и нелинейных режимах притока нефти выше и ниже давления насыщения. При этом дополнительно производят регистрацию кривых изменения устьевого давления и динамического уровня в затрубном пространстве. По данным замеров на каждый момент времени рассчитывают среднюю плотность столба смеси в затрубном пространстве, строят кривую изменения средней плотности смеси в затрубном пространстве во времени. Фиксируют появление выделившегося свободного газа, который выбрасывает в затрубное пространство газосепаратор. Определяют величину давления насыщения нефти газом, сопоставляя кривую изменения плотности смеси с изменением давления на приеме насоса в данный момент времени. 1 табл., 1 пр., 3 ил.

Изобретение относится к способу оптимизирования эксплуатации скважины. Выбирают интервалы в наклонно-направленном стволе скважины и развертывают колонну испытаний и обработки скважины в стволе скважины. Каждый интервал затем изолируют для обеспечения выполнения необходимых испытаний. Полученные данные испытаний оценивают для определения соответствующих восстановительных мероприятий, которые затем реализуют с помощью колонны испытаний и обработки скважины. Технический результат заключается в обеспечении испытания и обработки множества интервалов в горизонтальном стволе скважины во время одного рейса в ствол скважины. 3 н. и 8 з.п. ф-лы, 6 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано на нефтяных месторождениях для измерения забойного давления для контроля и управления процессом добычи нефти. Техническим результатом является уменьшение времени простоя скважин при исследовании, повышение точности и надежности определения результатов забойного давления и упрощение его реализации при выводе скважины на режим после глушения. Способ заключается в измерении максимальной глубины динамического уровня заранее известной, однородной по плотности, жидкости глушения, при выводе скважины на режим после глушения по формуле

Р_заб = _ж.гл.·g·(Н_перф.-Н_д.макс ),

где _ж.гл. - плотность жидкости глушения, кг/м ³;

g - ускорение свободного падения, м/с ²;

Н_перф. - глубина верхних отверстий перфорации, м;

Н_д.макс. - максимальное значение динамического уровня в скважине при выводе на режим после глушения, м. 3 ил.

Группа изобретений относятся к исследованиям скважин и может быть использована для мониторинга внутрискважинных параметров. Техническим результатом является оптимизация, автоматизация, повышение эффективности процесса добычи нефти, в т.ч. за счет повышения скорости и достоверности мониторинга внутрискважинных параметров по всей длине скважины. Способ мониторинга внутрискважинных параметров, при котором с помощью источника лазерного излучения формируют заданной длительностью и частотой световой импульс, поступающий в оптоволоконный кабель, где по всей длине кабеля выделяют излучение рассеяния. Излучение рассеяния, поступающее в блок обработки, преобразуют в электрический сигнал и усиливают, затем из него выделяют полезный сигнал, поступающий на вход второго контроллера, где определяют частоту смещения полезного сигнала относительно частоты генерации источника лазерного излучения, а затем по ее значению вычисляют текущее значение параметра изменения давления, полученные данные сравнивают с заданными в первом контроллере, при отклонении от которых автоматически регулируют процесс добычи нефти в соответствии с изменением притока, определяемого путем непрерывного измерения изменения давления, в скважине управляют частотой вращения вала электродвигателя, при значении параметра изменения давления меньше заданной величины увеличивают частоту вращения вала электродвигателя, при значении параметра изменения давления больше заданным значением уменьшают. 5 н. и 11 з.п. ф-лы, 3 ил.

Изобретение относится к области геофизических исследований нефтяных и газовых скважин и может быть использовано, в частности, при определении профиля притока скважины и параметров околоскважинного пространства. Согласно способу изменяют дебит скважины и осуществляют измерение во времени температуры втекающего в скважину флюида для каждого пласта, определяют величину изменения температуры Т_р начального этапа, и величину установившегося значения А логарифмической производной температуры от времени для каждого пласта. Величину удельного дебита q каждого пласта определяют по приведенному математическому выражению. Определяют дебит Q каждого пласта скважины, а профиль притока скважины определяют как совокупность дебитов Q всех пластов. Техническим результатом является повышение точности определения параметров скважины. 5 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей отрасли и может быть использовано для исследования нефтяных и газовых скважин. Техническим результатом является устранение необходимости проведения двух измерений распределений температуры вдоль оси скважины при закачке и отборе флюида для исследования технического состояния скважин. Способ включает двукратную регистрацию распределений температуры вдоль ствола скважины посредством термического каротажа с помощью двух идентичных термометров, расположенных на определенном расстоянии друг от друга вдоль ствола скважины, и с последующим сопоставлением полученных термограмм. Сопоставление полученных термограмм осуществляют путем их корреляционной обработки, по результатам которой судят о наличии геофизических неоднородностей в пластах скважины или присутствии в ней перетоков флюида. 2 з.п. ф-лы, 3 ил.

Изобретение относится к области эксплуатации скважин и может быть использовано для проведения геофизических исследований скважин. Техническим результатом является получение однозначных результатов исследований теплопроводности пластов, окружающих скважину переменного сечения. Аппаратура содержит термическую каротажную систему, выполненную в виде нагревателя, подключенного к источнику тока, термометра, соединенного выходом через усилитель с регистратором, и спускоподъемного устройства в виде лебедки с управляемым приводом, соединенного выходом с регистратором, а также кинематически связанного с лебедкой спускоподъемного устройства каротажного кабеля-троса, на конце которого закреплены друг над другом нагреватель и термометр. Дополнительно содержит блок управления, переключатель и скважинный профилемер с выходным прибором. При этом профилемер установлен на каротажном кабеле-тросе выше нагревателя, а его выход через выходной прибор подключен к блоку управления, выход которого через переключатель соединен или с управляющим входом источника тока нагревателя, или с управляющим входом управляемого привода лебедки спускоподъемного устройства. 3 з.п. ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено при эксплуатации газовых, газоконденсатных и нефтяных скважин. Способ включает измерение давления, температуры и расхода флюида на заданных режимах работы скважины, обработку результатов и определение коэффициента квадратичного сопротивления. При этом определяют функцию влияния и коэффициент квадратичного сопротивления по формуле (1) или по формуле (2). При этом задают период проведения исследований, разбивают его на N интервалов времени, длительность которых зависит от характеристик скважины, задают известные свойства функции влияния и записывают уравнение для каждого интервала: (3) и (4) или (5) и (4). Затем рассчитывают функцию влияния и коэффициент квадратичного сопротивления путем решения системы уравнений (3) и (4) или (5) и (4) методом линейного программирования с учетом заданных свойств функции влияния и при условии минимума линейной функции F, определяемой по формуле (6). Технический результат заключается в повышении точности определения продуктивных характеристик скважин. 3 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при освоении добывающих скважин. Способ вызова притока пластового флюида из скважины заключается в спуске в скважину колонны насосно-компрессорных труб (НКТ). Снижают противодавление на продуктивный пласт за счет замены столба жидкости в скважине газожидкостной смесью (ГЖС) - при соблюдении требуемой величины депрессии на продуктивный пласт. При этом перед спуском колонны НКТ ее нижний конец оснащают дистанционным глубинным манометром и фильтром. Колонну НКТ спускают в скважину так, чтобы фильтр находился напротив интервала перфорации пласта, после чего производят обработку призабойной зоны пласта химическим методом с технологической выдержкой на реакцию. Затем доспускают колонну НКТ так, чтобы фильтр находился ниже подошвы пласта, а в межколонное пространство скважины спускают колонну гибких труб (ГТ) на 100 м ниже уровня жидкости в скважине. Производят замену столба жидкости в межколонном пространстве скважины на ГЖС, продолжают спуск колонны ГТ. При достижении нижнего конца фильтра колонны НКТ спуск колонны ГТ прекращают, затем начинают вызов притока пластового флюида постепенным снижением плотности закачиваемой ГЖС до достижения требуемой депрессии на продуктивный пласт, контролируемой по показаниям дистанционного глубинного манометра. По окончании вызова притока из скважины извлекают колонну ГТ из межколонного пространства скважины, спускают в скважину эксплуатационное оборудование и запускают скважину в работу. Техническим результатом является повышение эффективности и качества вызова притока пластового флюида из продуктивного пласта. 2 ил.

Группа изобретений относится к способам получения углеводородов из заданного месторождения. Способ увеличения добычи в пласте-коллекторе содержит выполнение испытания свабированием на глубине в трубе. При этом трубу располагают в стволе скважины. Часть ствола скважины располагают внутри пласта-коллектора. Периодически измеряют давление в нижней части трубы, с использованием манометра для получения множества измерений давления во время испытания свабированием. При этом манометр прикрепляют к внутренней стенке нижней части трубы. Определяют множество скоростей потока флюида, текущего из пласта-коллектора через перфорации в стволе скважины в трубу, с использованием уравнения скорости потока и множества измерений давления. Техническим результатом является повышение эффективности получения информации. 3 н. и 17 з.п. ф-лы, 8 ил.

Изобретение относится к области промыслово-геофизических исследований совместно работающих газовых пластов, проводимых с целью определения их основных параметров: пластового давления, пластовой температуры и фильтрационных коэффициентов, необходимых для эффективной разработки месторождения. Согласно способу посредством геофизического оборудования на нескольких установившихся режимах работы газовой скважины с выдержкой скважины на каждом из режимов не менее 1-3 месяцев одновременно с измерением профилей давления и дебита в зоне притока дополнительно измеряют профиль температуры, после чего определяют температуру поступающего в ствол скважины газа из каждого работающего газового пласта и фиксируют забойное давление на середине глубины залегания каждого работающего газового пласта. При этом после перевода скважины на следующий установившийся режим после измерения указанных параметров определяют значение эффективного коэффициента Джоуля-Томсона для предыдущего установившегося режима по формуле. После чего с учетом полученного значения эффективного коэффициента Джоуля-Томсона по формулам определяют пластовые давление, температуру и фильтрационные коэффициенты. Технический результат заключается в повышении точности определения пластового давления и фильтрационных коэффициентов совместно работающих газовых пластов при сокращении количества исследований на скважинах, а также в обеспечении определения пластовой температуры каждого из работающих газовых пластов. 1 з.п. ф-лы.

Изобретение относится к горному делу и может быть применено для гидродинамических исследований скважин в режиме депрессии. Устройство содержит подвешиваемый на геофизическом кабеле герметичный корпус, в котором размещены электродвигатель, связанный с ним посредством винтовой передачи электромеханический пакер и управляемое клапанное устройство. При этом устройство дополнительно оснащено блоком коммутации, установленным выше электродвигателя, якорем, установленным выше электромеханического пакера, двумя компенсаторами давления, один из которых установлен выше якоря, а второй установлен ниже уравнительного клапана, наконечником кабельной головки, установленным в нижней части устройства, и дистанционным скважинным прибором, прикрепляемым к наконечнику кабельной головки. Причем блок коммутации и электродвигатель размещены в герметичном корпусе. Технический результат заключается в повышении надежности герметичного перекрытия полости НКТ и обеспечении возможности оперативного контроля изменения давления при работе в скважинах в режиме депрессии. 2 ил.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и предназначено для измерения давления бурового раствора в процессе бурения скважин. Устройство включает корпус, узлы привода и съема колебаний, мембрану, линию связи забоя с устьем скважины, преобразователь давления в виде многовитковой трубчатой пружины с закрепленными на ее свободном конце штифтами, в зазоре между которыми размещена спираль механической колебательной системы баланс-спираль. Свободный конец пружины способен перемещаться по окружности спирали, изменяя ее действующую длину. Повышается надежность. 1 ил.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может быть использовано при освоении скважин с пластовым давлением в пределах от 0,8 до 1 от гидростатического давления столба жидкости в скважине. Способ вызова притока пластового флюида из скважины включает спуск колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) в скважину, снижение давления на продуктивный пласт заменой столба жидкости в скважине газожидкостной смесью путем ее подачи бустерным агрегатом, обеспечение требуемого соотношения составляющих смеси для достижения заданной величины снижения давления на продуктивный пласт. При этом при пластовом давлении в пределах от 0,8 до 1 от гидростатического давления столба жидкости в скважине перед спуском в скважину на нижний конец колонны НКТ устанавливают дистанционный глубинный манометр. После спуска колонны НКТ в скважину производят замену столба жидкости в скважине закачкой в колонну НКТ бустерным агрегатом газожидкостной смеси - пены большой плотности, включающей поверхностно-активное вещество, с малой степенью аэрации от 5 до 7 м³/м ³. После чего производят вызов притока пластового флюида из скважины подачей газожидкостной смеси в затрубное пространство скважины с заменой пены большой плотности на пену меньшей плотности. Путем постепенного повышения степени аэрации доводят снижение давления на продуктивный пласт до достижения заданной величины, которую контролируют по показаниям дистанционного глубинного манометра. Далее, поддерживая достигнутую величину давления путем изменения давления закачки бустерного агрегата, производят циркуляцию пены в объеме, равном объему скважины. При наличии притока пластового флюида из скважины заменяют пену в скважине на технологическую жидкость плотностью, обеспечивающей сохранение коллекторских свойств пласта. Причем при отсутствии притока пластового флюида из скважины циркуляцию пены останавливают, определяют кислотность пластового флюида из скважины путем отбора проб на рН-фактор. После чего по колонне НКТ производят закачку и продавку кислотной композиции в пласт. Выдерживают технологическую паузу в течение 2-3 ч, после чего открывают затрубную задвижку и повторяют операции, описанные выше. При этом после процесса замены пены большой плотности на пену меньшей плотности определяют кислотность пластового флюида из скважины путем отбора проб на рН-фактор. Техническим результатом является повышение качества и эффективности вызова притока пластового флюида. 2 ил.

Группа изобретений относится к области освоения скважин. Способ управления работой системы перфораторов в стволе скважины, проходящей через подземный пласт, при этом указанная система содержит группу перфораторов и блок датчиков, примыкающий к группе перфораторов, и способ содержит следующие этапы: спуск системы перфораторов по стволу скважины на каротажном кабеле; размещение системы перфораторов вблизи зоны обработки в стволе скважины; перфорация зоны обработки; введение содержащей расклинивающий агент текучей среды с поверхности в зону обработки; измерение блоком датчиков, по меньшей мере, одного параметра в стволе скважины при поддержании системы перфоратора в содержащей расклинивающий агент текучей среде; передача по каротажному кабелю измерения, по меньшей мере, одного параметра на систему мониторинга и регулировки; регулировка, по меньшей мере, одного параметра работы системы перфоратора в ответ на переданное измерение для повышения эффективности обработки и оптимизации коллектора, при этом, по меньшей мере, один параметр работы системы перфораторов выбран из группы, состоящей из компонентов обрабатывающей текучей среды, расхода отрабатывающей текучей среды, давления отрабатывающей текучей среды, свойств отрабатывающей текучей среды и их комбинаций; перемещение системы перфораторов. Обеспечивает точный мониторинг забойного давления в стволе скважины и определение времени остановки закачки текучей среды гидроразрыва пласта и начала промывки ствола скважины. 3 н. и 14 з.п. ф-лы, 7 ил.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может быть использовано при освоении и исследовании скважин. Способ вызова притока пластового флюида из скважины включает спуск колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) в скважину, снижение давления на продуктивный пласт заменой столба жидкости в скважине газожидкостной смесью путем ее подачи в затрубное пространство бустерным агрегатом, обеспечение требуемого соотношения составляющих смеси для достижения заданной величины снижения давления на продуктивный пласт. Перед спуском в скважину на нижний конец колонны НКТ устанавливают дистанционный глубинный манометр. Замену всего столба жидкости в скважине осуществляют закачкой газожидкостной смеси (пены), включающей поверхностно-активное вещество, в затрубное пространство бустерным агрегатом производят при малой степени аэрации - 10-20 м³/м³. После появления циркуляции пены постепенно повышают степень аэрации до 150-160 м³/м ³ и среднюю плотность пены доводят до 100-120 кг/м ³. Циркуляцию пены продолжают до достижения заданной величины снижения давления на продуктивный пласт, которую определяют по показаниям дистанционного глубинного манометра. После чего прекращают циркуляцию пены на 2-3 ч. Определяют возможный приток пластового флюида из скважины. При отсутствии притока пластового флюида циркуляцию пены останавливают, закрывают затрубную задвижку и по колонне НКТ продавливают пену в пласт в количестве 5-10 м ³ с выдержкой в пласте в течение 3-4 ч. После чего открывают затрубную задвижку и восстанавливают циркуляцию пены при максимальных степенях аэрации до получения притока пластового флюида из скважины. Техническим результатом является повышение качества и эффективности вызова притока пластового флюида. 1 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при разработке и эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений на основе данных по пластовым давлениям. Способ определения пластовых давлений при разработке многопластовых газовых и газоконденсатных месторождений включает спуск в скважину, по крайней мере, одной колонны труб с переменным диаметром, оборудованных одним или несколькими пакерами, разобщающими пласты между собой. Определяют давление каждого пласта путем поочередного вскрытия одного пласта и изолирования при этом других пластов от полости колонны труб. При этом скважину обсаживают телескопической обсадной колонной, в которой каждая последующая эксплуатационная колонна диаметром меньше предыдущей. Спускают в скважину в зависимости от количества вскрытых продуктивных пластов подвески НКТ, концентрически одна в другой. При этом диаметры уменьшают от верхнего пласта к нижнему. Измеряют статистическое пластовое давление одновременно раздельно по каждому продуктивному пласту на устье одной скважины, оборудованном колонной и трубными головками с замерными устройствами для измерения давления каждого пласта. Техническим результатом является повышение эффективности измерения пластовых давлений на многопластовом месторождении, а также снижение капитальных и эксплуатационных затрат на строительство скважин для каждого объекта при определении пластовых давлений. 1 ил.

Изобретение относится к гравиметрической разведке и может быть применено для определения пластового давления в межскважинном пространстве для газовых и нефтяных скважин по вариациям силы тяжести. Способ включает измерение гравитационного поля в точках расположения скважин и пластового давления в забое скважины, выявление зависимости между этими величинами, измерение гравитационного поля на поверхности Земли в области межскважинного пространства и определение соответствующего пластового давления в этой области по полученным зависимостям. Для газовых месторождений значение пластового давления на контуре питания в области межскважинного пространства определяют по специальному уравнению. При этом коэффициенты в этом уравнении определяют по полученным в точках расположения скважин экспериментальным точкам зависимостей между изменением гравитационного поля за время мониторинга разработки месторождения, изменением пластового давления и разностью в значениях изменения силы тяжести между двумя соседними сериями измерений. Для нефтяных месторождений значение пластового давления на контуре питания определяют по другому специальному уравнению. При этом коэффициенты в этом уравнении определяют по полученным в точках расположения скважин экспериментальным точкам зависимости от суммарного объема углеводородов, извлеченных из скважины за время t при объемном дебите q. Технический результат заключается в повышении точности и надежности получаемых данных. 3 ил.

Изобретение относится к области геофизических исследований нефтяных и газовых скважин, а именно к определению профиля притока флюидов и параметров призабойной зоны многопластовых скважин. В соответствии со способом определения профиля притока флюидов и параметров околоскважинного пространства после длительной работы скважины с постоянным дебитом в течение времени, достаточного для обеспечения минимального влияния продолжительности добычи на скорость последующего изменения температуры флюидов, поступающих из продуктивных пластов в скважину, изменяют дебит скважины. Измеряют давление на забое в скважине до и после изменения дебита. Для каждого пласта измеряют температуру притока флюидов, поступающих в скважину. Строят графики зависимости от времени температуры притока флюидов и производной от температуры притока по логарифму времени, прошедшего после изменения дебита. Из графиков зависимости производной от температуры по логарифму времени определяют времена, когда производная температуры выходит на постоянное значение, и рассчитывают относительные дебиты пластов по приведенному математическому выражению. Из графиков зависимости от времени температуры притока флюидов определяют изменение температуры притоков к этому времени и рассчитывают величины скин-факторов пластов по приведенному математическому выражению. 4 ил.

Изобретение относится к газодобывающей промышленности, в частности к добыче газа газлифтным способом, и может быть использовано для регулирования режима работы газовой скважины, эксплуатация которой осложнена наличием жидкости в потоке добываемого газа. Техническим результатом является повышение эффективности работы скважины, снижение уровня и удаление накапливающейся в забойной зоне жидкости, обеспечение стабильности работы скважины. Способ включает газлифтную эксплуатацию скважины путем регулирования расхода рабочего и добываемого газа. Отбор добываемого газа осуществляют по лифтовой и дополнительной лифтовой колоннам. Расход рабочего и добываемого газа регулируют путем открытия и закрытия управляемых запорных элементов в соответствии с управляющими сигналами. Управляющие сигналы поступают от блока автоматического управления и сформированы по результатам сравнения измеренных значений с заданными значениями параметров. При этом измеряют давление на устье и в забое скважины, одновременно с этим измеряют расход добываемого газа. Расход рабочего и добываемого газа регулируют таким образом, чтобы обеспечить заданный режим работы скважины. 1 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при эксплуатации скважины. Способ эксплуатации скважины включает проведение перфорации скважины сверлящим перфоратором в интервале верхней части продуктивного пласта на величину не более половины толщины продуктивного пласта. Эксплуатируют скважину, останавливают скважину, осуществляют технологическую выдержку, измерение давления до выравнивания пластового и забойного давления и запускают скважину в эксплуатацию. Измерение температуры по стволу скважины на разных режимах ее работы производят после запуска скважины в эксплуатацию в межтрубном пространстве многократно с одновременным измерением давления по стволу скважины. На полученных кривых изменения температуры по глубине скважины отмечают значения температуры в точках, соответствующих нижнему перфорационному отверстию и водонефтяному контакту. Определяют разности температур этих значений и соответствующие им значения забойных давлений. Строят график изменения разности температур в координатах разность температур-забойное давление, на графике отмечают забойное давление, менее которого кривая графика принимает вид вертикальной или близко к вертикальной линии. Дальнейшую эксплуатацию скважины проводят с забойным давлением, не ниже отмеченного забойного давления. Техническим результатом является снижение обводненности нефти за счет определения режима работы скважины. 2 ил., 1 табл.

Группа изобретений относится к области испытания скважин, в частности для определения проницаемости пласта в двух измерениях. Техническим результатом является возможность характеризации проницаемости пласта в двух измерениях, горизонтально и вертикально. Для этого помещают датчики в пласт, окружающий ствол скважины. Помещают устройство для осуществления способа в ствол скважины. Изолируют зону ствола скважины. Изменяют давление в зоне с помощью внесения изменений в поток через клапан. Измеряют пластовое давление в месторасположении каждого датчика и передают полученные данные на решетку антенны. Измеряют давление в зоне манометром. Определяют горизонтальную и вертикальную проницаемость пласта с использованием полученных измерений. При этом устройство содержит испытатель пласта (ИП), спускаемый на бурильной колонне. ИП оборудован пакером для изоляции зоны ствола скважины. ИП содержит клапан для управления потоком флюида через бурильную колонну инструмента в зону и из зоны и манометр для измерения давления в зоне. Устройство дополнительно содержит решетку из, по меньшей мере, двух антенн. Антенны скомпонованы на инструменте над пакером таким образом, что при использовании каждая антенна решетки выровнена с соответствующим датчиком давления, помещенным в пласт, для получения измерения давления и определения горизонтальной и вертикальной проницаемости. 3 н. и 11 з.п. ф-лы, 6 ил., 2 табл.

Изобретение относится к термометрии, а именно к датчикам температуры, и предназначено для одновременного измерения температуры в нескольких точках объекта, расположение которых определяется конструкцией объекта, а также предназначено для полевого определения температуры грунтов, где требуется получить конкретные данные о температуре мерзлых, промерзающих и протаивающих грунтов. Термокоса содержит последовательно расположенные датчики температуры, соединенные между собой гибким кабелем, обеспечивающим электрическое соединение датчиков температуры, разъем для подключения к устройству считывания, хранения, обработки и отображения данных, при этом каждый датчик температуры заключен в защитный корпус. Технический результат - снижение времени термической реакции, повышение точности измерения и надежности, а также возможность расширенного диапазона использования. 13 з.п. ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может быть использовано при разработке газовых месторождений. Способ контроля за процессом обводнения газовых скважин включает проведение газодинамических исследований скважин, обработку и анализ их результатов. При этом между датами проведения газодинамических исследований методом установившихся отборов фиксируют дебит газа и забойное давление при работе скважины на технологическом режиме, заданном проектом разработки газового месторождения. Определяют значения 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. Проводят анализ динамики первой и второй главных компонент во времени. Строят графики их изменения во времени и делают вывод о наличии пластовых вод в призабойной зоне продуктивного пласта по пересечению кривых первой и второй главных компонент. Техническим результатом является повышение точности определения начала обводнения. 1 ил., 2 табл.

Изобретение относится к устройствам для измерения температурного распределения в протяженных объектах и может быть использовано в нефтегазодобывающей промышленности, например, для измерения температуры в горизонтальных добывающих битумных скважинах. Заявлено устройство для измерения температурного распределения в скважине, содержащее импульсный источник оптического излучения, лазер, чувствительный элемент датчика в виде оптического волокна, узел обработки сигналов. В конструкцию устройства также входят таймер, направленный оптический ответвитель, узел спектрального разделения, фотоприемные модули, фотоприемник синхранизации, аналого-цифровые преобразователи, аналого-цифровые накопители и компьютер. В устройство дополнительно введен термоизмерительный узел, содержащий чувствительный датчик в виде хромель-копелевого компенсационного измерительного кабеля, который связан соединительным хромель-копелевым кабелем с вторичным прибором, выход которого соединен с входом преобразователя, при этом выход преобразователя связан с входом компьютера. Технический результат: корректировка сигналов оптоволоконного датчика и, как результат, повышение точности измерения температурного распределения в скважине. 1 ил.

Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к паротепловым способам добычи высоковязкой нефти. Способ разработки залежи высоковязкой нефти методом парогравитационного воздействия на пласт включает бурение и обустройство нагнетательной и добывающей скважин, регулируемую закачку пара в нагнетательную скважину для прогрева продуктивного пласта на всем протяжении ее горизонтального ствола и подъем жидкости из добывающей скважины. При этом бурят и обустраивают нагнетательную скважину с горизонтальным стволом меньшего диаметра и длины, чем у добывающей скважины, и к ней не менее одной дополнительной аналогичной нагнетательной скважины. Причем горизонтальные стволы нагнетательных скважин размещают на расстоянии не менее трех метров над горизонтальным стволом добывающей скважины. Режимы закачки пара в каждой из нагнетательных скважин изменяют исходя из результатов термометрии в горизонтальном стволе добывающей скважины для равномерного прогрева пласта. Техническим результатом является повышение нефтеотдачи. 1 ил.

Изобретение относится к области добычи нефти и может быть использовано для определения пластового давления в нагнетательных скважинах. Способ определения пластового давления включает закачку рабочего агента в пласт и измерение забойного давления. Зона вскрытия пласта в скважине сверху и снизу изолирована пакерами. В качестве рабочего агента применяют горячий газ или перегретый пар. Контроль пластового давления производят на устье скважины во время закачки рабочего агента, измеряя давление в трубах, сообщенных с межпакерным пространством. Причем одновременно измеряют давление на устье в колонне труб, используемых под закачку рабочего агента. Контроль прорыва рабочего агента производят по увеличению разности выше допустимой между давлением в колонне труб и пластовым давлением. Техническим результатом является контроль процесса разработки месторождения нагнетательными скважинами и предупреждение прорыва рабочего агента. 1 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам добычи нефти и воды с помощью глубинного плунжерного насоса. Техническим результатом изобретения является повышение производительности глубинного плунжерного насоса за счет более полного заполнения камеры между плунжером и всасывающим клапаном при каждом ходе плунжера. Для чего контролируют давление добываемой жидкости в зоне насоса, регулируют производительность насоса со станции управления с поверхности земли. При этом помещают датчик измерения давления в камеру наполнения добываемой жидкости, находящуюся между всасывающим клапаном и плунжером. По показаниям датчика со станции управления регулируют частоту возвратно-поступательных движений плунжера с тем, чтобы давление в камере наполнения не снижалось ниже заданной величины. 1 ил.

Изобретение относится к способам определения момента прорыва пластового флюида и может быть использовано, например, для определения глубины внедрения фильтрата. Техническим результатом является повышение точности определения момента прорыва пластового флюида. Для этого из необсаженной скважины посредством откачивания осуществляют отбор пробы смеси флюидов, состоящей из фильтрата бурового раствора и пластового флюида. В процессе откачивания проводят измерение температуры откачиваемых флюидов. По полученным значениям строят график зависимости производной измеренной температуры откачиваемых флюидов от времени. Определяют момент прорыва пластового флюида по изменению знака производной температуры на графике. 2 з.п. ф-лы, 3 ил.