Исследование буровых скважин: .определение места оттока, притока или колебаний жидкости – E21B 47/10

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 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 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 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.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при определении обводненности продукции нефтедобывающей скважины. Технический результат направлен на повышение точности определения обводненности продукции скважины. Определение проводят в скважине, которую снабжают колонной насосно-компрессорных труб с электроцентробежным насосом и обратным клапаном на конце. Для определения обводненности выбирают скважину, расположенную в районе середины нефтяной залежи, с режимами добычи, близкими к средним по залежи. Скважину эксплуатируют не менее времени выхода на рабочий режим. Останавливают скважину и проводят технологическую выдержку до отделения от продукции скважины газа, расслоения на нефть и воду. Выполняют измерение высоты столба жидкости, по взаиморасположению линий раздела сред жидкость - газ и вода - нефть определяют объемное значение обводненности.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено для изоляции водопритоков в открытых стволах многозабойных горизонтальных скважин. Устройство содержит спускаемую в скважину колонну пустотелых герметичных труб и геофизический прибор для проведения геофизических исследований. На нижнем конце колонны пустотелых герметичных труб, в качестве которых применяют колонну насосно-компрессорных труб, выполнены отверстия, в них установлены сбивные клапаны, а ниже отверстий в колонне насосно-компрессорных труб выполнена внутренняя кольцевая выборка, в которой установлено разрезное стопорное кольцо. При этом на нижнем конце колонны насосно-компрессорных труб ниже отверстий установлен гидравлический отклонитель, обеспечивающий попадание в открытый ствол многозабойной горизонтальной скважины. Кроме того, устройство снабжено продавочной пробкой, имеющей возможность перемещения по колонне насосно-компрессорных труб под действием избыточного давления жидкости с возможностью разрушения сбивных клапанов с открытием отверстий в колонне насосно-компрессорных труб и фиксации стопорным кольцом в колонне насосно-компрессорных труб ниже отверстий. Геофизический прибор спущен в колонну насосно-компрессорных труб посредством жесткого кабеля до упора в продавочную пробку. Технический результат заключается в повышении надежности работы и точности определения обводнившегося интервала в открытых стволах многозабойной горизонтальной скважины. 3 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при гидродинамических исследованиях многозабойных скважин. Предложен способ исследования многозабойной горизонтальной скважины, содержащий этапы, на которых осуществляют спуск в скважину глубинного прибора, проведение гидродинамических исследований и извлечение геофизического прибора из многозабойной горизонтальной скважины. При этом перед спуском глубинного прибора на устье многозабойной горизонтальной скважины на нижний конец колонны труб устанавливают гидравлический отклонитель с легкоразбуриваемой сбивной насадкой с калиброванным отверстием и фиксирующим срезным штифтом. Спускают колонну труб с гидравлическим отклонителем с одновременной промывкой до интервала зарезки исследуемого бокового ствола. Причем в процессе спуска колонну труб оснащают пусковыми клапанами. Затем создают избыточное гидравлическое давление в колонне труб и спускают ее в исследуемый боковой ствол и увеличивают избыточное давление в колонне труб до разрушения срезного штифта и отсоединения сбивной насадки от гидравлического отклонителя. Далее на устье скважины соединяют глубинный прибор с жестким кабелем и спускают его в колонну труб до выхода из колонны и размещения его в исследуемом боковом стволе. После чего вызывают приток жидкости из пласта закачкой газа в межколонное пространство через пусковые клапаны и производят гидродинамические исследования в исследуемом боковом стволе проталкиванием глубинного прибора до его забоя. После проведения гидродинамических исследований последовательно извлекают жесткий кабель с глубинным прибором из колонны труб и колонну труб с гидравлическим отклонителем. Техническим результатом является повышение точности и эффективности проведения гидродинамических исследований в боковых стволах многозабойной горизонтальной скважины. 2 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Техническим результатом является обеспечение определения остаточного содержания газа в жидкости после дегазации продукции группы скважин в газосепараторе перед дальнейшей откачкой в нефтепровод. Способ включает в себя процедуры нахождения начального содержания газа в жидкости и замера выделенного из жидкости объема газа. При этом начальное газосодержание в жидкости определяют по каждой из группы нефтедобывающих скважин, работающих на единый трубопровод. Остаточное содержание газа в трубопроводной жидкости после отвода газа в сепарационной емкости определяют по формуле:

где Гi - начальное газосодержание в жидкости i-ой скважины; Qi - дебит по жидкости i-ой скважины; n - количество скважин в группе, работающих на единый трубопровод; Qг - объем газа, выделившийся из трубопроводной жидкости в сепарационной емкости за единицу времени. 1 ил., 1 табл.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для измерения дебита скважин. Технический результат направлен на повышение точности и качества измерения дебита скважин. Устройство содержит вертикальную цилиндрическую емкость, входную и выходную в виде сифона, жидкостные линии, газовую линию, датчики давления и температуры газовой фазы, счетно-решающий блок. Объемный счетчик жидкости, запорный клапан, установленный, как и счетчик, на общей линии вслед за ним перед впадением ее в сборный коллектор, и при этом газовая и выходная жидкостная нисходящей ветвью сифона линии сообщены с гидравлическим замком. Датчики давления и температуры установлены на газовой линии, запорный клапан, объемный счетчик жидкости и счетно-решающий блок взаимосвязаны между собой через импульсный распределительный блок определения измеряемой рабочей среды. Запорный клапан выполнен перепускным дискретного действия с магнитной фиксацией, разгрузкой и контролем положения: «Открыто» или «Закрыто».1 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при определении заколонных перетоков скважины. Техническим результатом является определение заколонных перетоков при потоке жидкости за скважиной сверху вниз. В способе скважину оборудуют колонной труб со свабом. Низ колонны размещают ниже перфорированного интервала продуктивного пласта. Скважину оборудуют глубинным термометром на кабеле в межтрубном пространстве. Поднимают сваб по колонне труб и одновременно поднимают по межтрубному пространству на кабеле глубинный термометр в режиме регистрации. При подъеме сваба организуют изменение направления потока жидкости в скважине от направления из продуктивного пласта вверх по скважине при добыче нефти на направление от продуктивного пласта вниз к низу колонны труб. Операции повторяют, регистрируют термограммы при измененном направлении потока флюидов в скважине, анализируют термограммы и сравнивают с термограммой остановленной скважины. Отмечают на термограммах при измененном направлении потока флюидов в скважине увеличение температуры в исследуемом интервале. Делают предположение о наличии заколонных перетоков сверху вниз с вышележащих в нижележащие пласты. Делают заключение о поступлении флюида из вышележащего пласта по пути заколонных перетоков в перфорированный интервал. 1 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.

Предлагаемое изобретение относится к области добычи нефти и может быть использовано для определения дебитов нефти, воды и попутного нефтяного газа как передвижными, так и стационарными замерными установками. Целью заявляемого изобретения является повышение точности измерения и определение газового фактора нефти с учетом растворенного газа. Способ определения дебитов нефти, попутного газа и воды нефтяных скважин, включающий в себя заполнение до максимального уровня через открытый входной кран измерительной емкости скважинной продукцией. После достижения уровнем водонефтяной смеси максимального положения производится закрытие входного крана емкости и выдержка для сепарации свободного газа из жидкости. Определяют дебит водонефтяной смеси по скорости заполнения емкости продукцией и объему сепарированной жидкости. Производят открытие входного крана и вытеснение продукции из емкости в коллектор в течение периода, равного времени предыдущего заполнения емкости продукцией скважины. Производят постепенный отбор газовой среды и закачку ее в коллектор компрессором. Отбор газовой фазы осуществляют через редуктор давления, понижающий давление на приеме компрессора до атмосферной величины, а дебит попутного газа определяют по подаче компрессора, времени снижения давления газа в калиброванной емкости до атмосферной величины и объему емкости, занятой к этому моменту газовой фазой. 2 ил.

Группа изобретений относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к бурению скважин и добыче газа. Группа изобретений может найти применение при проведении геофизических и гидродинамических исследований и позволяет оценить продуктивность газовых скважин, вскрывших продуктивный изотропный пласт под заданным зенитным углом, и оптимизировать их конструкции. Технический результат, на достижение которого направлено предлагаемое решение, заключается в повышении точности оценки продуктивности наклонно-направленных скважин, вскрывших изотропный газовый пласт, при любых зенитных углах наклона их эксплуатационной части ствола. Группа изобретений позволяет обеспечить исследования притока газа к наклонно-направленной скважине и определять на основе моделирования ее продуктивность путем замены наклонно-направленной скважины (ННС) вертикальными и горизонтальными проекциями. 3 н. и 1 з.п. ф-лы, 4 ил.

Заявляемое изобретение относится к нефтедобыче, а именно к устройствам для измерения количества нефти и нефтяного газа, извлекаемых из недр, и может быть использовано для оперативного учета дебитов продукции нефтяных и газоконденсатных скважин. Способ включает подачу добытой продукции скважин по колонне насосно-компрессорных труб к устью скважины, поступление продукции скважин в газожидкостный сепаратор, деление в нем продукции скважин на газовую и жидкую фазы. Отвод из газожидкостного сепаратора газовой и жидкой фаз по газовой и жидкостной линиям соответственно. Измерение количества нефтяного газа в газовой линии и измерение количества жидкости в жидкостной линии. Определяют химический состав газа, массовые или объемные доли входящих в него компонентов и вычисляют его молярную массу. Полость, образованная внутренней поверхностью обсадной колонны и наружной поверхностью колонны насосно-компрессорных труб от устья скважины до динамического уровня жидкости в скважине, используется как газовый сепаратор, в этой полости собирается часть газа и создается давление газа, достаточное для отвода его по газовому патрубку в газовую линию и/или нефтегазопровод. В газовом патрубке производится измерение количества нефтяного газа и/или его температуры и давления. В жидкостной линии производится измерение количества остаточного свободного нефтяного газа и/или измерение количества растворенного газа. 2 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к устройствам, предназначенным для измерения параметров потока флюида (нефть, вода, газ и их смеси), таких как температура, скорость и фазовый состав, и может быть использовано при проведении геофизических исследований скважин, а также при контроле за транспортировкой жидких углеводородов по трубопроводной системе. Техническим результатом, достигаемым при реализации изобретения, является расширение функциональных возможностей датчика и повышение эффективности измерений. Скважинный датчик, предназначенный для измерения параметров потока флюида, содержит два идентичных полых открытых с одного конца металлических корпуса, оси симметрии которых находится на одной линии. Открытые концы корпусов обращены друг к другу и жестко закреплены в электрическом изоляторе. В каждом корпусе расположен датчик термоанемометра. Электрические выводы датчиков проходят внутри полостей корпусов и через электрический изолятор выведены наружу. 5 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобыче и может быть использовано на стадиях строительства, эксплуатации, консервации и ликвидации скважин многопластовых нефтегазоконденсатных месторождений для определения природы углеводородных газов, поступивших в межколонные пространства скважин, или газов бурового раствора. Техническим результатом является повышение достоверности в определении природы межколонных газопроявлений. Заявленный технический результат достигается за счет того, что дополнительно проводят анализ изотопного состава углерода суммы углеводородов С₂-С₆ и определяют границы значений изотопного состава углерода метана и изотопного состава углерода суммы углеводородов С₂ -С₆ для эталонных горизонтов. Таблично и/или графически представляют области значений изотопного состава газов из эталонных горизонтов и газов из межколонного пространства скважин или бурового раствора, по степени сходства или совпадения указанных областей этих значений (или отдельных точек) судят о природе исследуемых межколонных газопроявлений. 1 пр., 2 табл., 1 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при измерениях количества жидкостной составляющей скважинной продукции. Технический результат направлен на повышение точности определения жидкостной составляющей скважинной продукции. Устройство включает корпус в виде колонны с соотношением диаметра корпуса к его высоте менее 1/3. Вертикальный патрубок ввода скважинной продукции в крышке корпуса, снабженный отверстиями в нижней части. Колпак, размещенный под крышкой корпуса и перекрывающий сечение вертикального патрубка ниже отверстий. Неподвижные лопатки напротив отверстий вертикального патрубка, выполненные округлой формы. Газоотводную трубку, проходящую внутри вертикального патрубка под колпак. Поплавок под колпаком, установленный с возможностью перекрытия торца газоотводной трубки. Патрубок в нижней части корпуса для отвода жидкости с размещенными на конце патрубка массомером. Соотношение площадей сечений патрубка ввода скважинной продукции и суммы отверстий в нижней части колпака составляет 1:(0,6-1). 2 ил.

Изобретение относится к области добычи нефти и может быть использовано для измерений дебита продукции нефтегазодобывающих скважин. Техническим результатом является упрощение конструкции, расширение функциональных возможностей и улучшение потребительских свойств. Устройство содержит входной трубопровод, сепаратор с поплавком, механически связанным с заслонкой, газовый трубопровод с установленной заслонкой, высокопредельным счетчиком газа и двухпозиционным пневмоуправляемым клапаном. Клапан оборудован фиксаторами положения и мембранной камерой. Жидкостный трубопровод оборудован счетчиком жидкости и таким же клапаном. Плюсовую полость камеры клапана на газовом трубопроводе пневматически связывают с этим же трубопроводом - с его полостью между заслонкой и клапаном. Фиксаторы положения клапанов настраивают таким образом, что значения перепада давления, при которых открывается и закрывается клапан на газовом трубопроводе, меньше соответствующих значений перепада давления, при которых открывается и закрывается клапан на жидкостном трубопроводе. 1 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при эксплуатации скважины. Техническим результатом является исследование добывающей скважины со спущенным неработоспособным штанговым глубинным насосом. Способ включает термометрию и гамма-каротаж скважины с записью фонового значения естественной радиоактивности пород и фонового распределения температуры по стволу скважины, возмущающее воздействие, повторную термометрию и гамма-каротаж с записью значений и данных расходомера, сравнение данных. Термометрию и гамма-каротаж проводят по межтрубному пространству скважины, возмущающее воздействие выполняют снижением уровня жидкости в скважине закачкой инертного газа в межтрубное пространство при давлении, не превышающем максимально допустимое давление на эксплуатационную колонну, с вытеснением жидкости в колонну насосно-компрессорных труб через клапаны штангового насоса и далее в выкидную линию, стравливанием избыточного давления до атмосферного, при повторном проведении термометрии и гамма-каротаже производят подъем геофизического прибора на 50-100 м выше кровли верхнего интервала перфорации со скоростью 180-200 м/ч с одновременной записью расхода жидкости скважинным термокондуктивным дебитомером, интенсивности гамма-излучения пород и температуры, после прохождения прибором 50-100 м выше кровли верхнего интервала перфорации ведут запись только термометром со скоростью 400-600 м/ч, при выявлении температурных аномалий, отличающихся от значений температур при контрольной записи по стволу скважины, производят уточнение и детализацию данных интервалов проведением комплексной записи скважинным термокондуктивным дебитомером и механическим дебитомером со скоростью 180-200 м/ч с замером 30-40 точек в исследуемом интервале, после проведения записи по всему стволу скважины проводят повторный спуск прибора, повторную запись температуры, производят комплексную запись скважинным термокондуктивным дебитомером и механическим дебитомером с замером 30-40 точек, после дохождения до забоя скважины геофизический прибор поднимают, в процессе чего проводят те же записи термометром, скважинным термокондуктивным дебитомером и механическим дебитомером, что при повторном спуске.

Изобретение относится к буровой технике, а именно к способам определения дебитов и плотности пластового флюида нефтяных пластов и слоев пониженной, низкой и ультранизкой продуктивности, объединенных в общий эксплуатационный объект скважины. Техническим результатом является повышение точности измерения дебита и плотности пластового флюида. Способ определения дебита и плотности пластового флюида нефтяных пластов состоит в формировании сигналов при прохождении чувствительным элементом заданных уровней в скважине. Измерение интервалов времени между сигналами, с последующим вычислением дебита пласта по отношению расстояния между заданными уровнями к интервалу времени между соответствующими импульсами. Осуществляют измерение скорости перемещения нескольких чувствительных элементов. Дебит каждого последующего вышележащего нефтяного пласта или слоя определяют как разность между предыдущим и текущим измерениями. Плотность пластового флюида определяют как интегральное значение плотности последнего всплывшего чувствительного элемента и невсплывшего чувствительного элемента. 2 ил.

Изобретение относится к технологиям нефтедобычи, а именно к способам гидродинамического моделирования залежей и проектирования на их основе разработки месторождений. Задачей изобретения является повышение надежности и объективности воспроизведения ОФП путем обеспечения возможности распространения полученных для конкретной скважины ОФП на другие участки пласта. Способ включает несколько циклов ГДИС на ранней стадии разработки в нефтяных скважинах при принудительном создании в пласте разнонаправленных двухфазных фильтраций. Определяют представительную опорную выборку скважин. В каждой из скважин проводят ГДИС, на основе которых проводят оценку текущих фазовых проницаемостей по нефти k _{н_отн} и воде k_{в_отн}, начальную водонасыщенность K_{в_нач}. Сопоставляют значения k_{н_отн}, k _{в_отн} и K_{в_нач}, определяют зависимости изменения фазовых проницаемостей от водонасыщенности. Рассчитывают соответствующие обобщенные кривые фазовых проницаемостей по блоку. А в период эксплуатации, характеризуемый изменением средней обводненности продукции по скважинам не менее 30% по сравнению с первоначальной, одновременно с ГДИС определяют текущие обводненности продукции _в. 1 з.п. ф-лы, 2 ил.

Группа изобретений относится к нефтегазовой промышленности и предназначена для восстановления рабочего состояния скважины в процессе эксплуатации. Способ рекаверинга рабочего состояния нефтегазодобывающей скважины включает три этапа. На первом осуществляют геофизические измерения параметров скважины, по которым определяют профиль притока исследуемого участка скважины с выделением «неработающих интервалов». На втором этапе осуществляют промывку от техногенных жидкостей участков скважины с «неработающими» интервалами. На третьем этапе осуществляют контрольные измерения геофизических параметров скважины с определением качественных и количественных характеристик дебета «неработающих» интервалов. Технологический комплекс для реализации способа содержит две установки с колонной гибких насосно-компрессорных труб (ГНКТ), одна из которых содержит геофизический кабель для соединения и доставки в скважину геофизического прибора, а вторая установка ГНКТ служит для промывки призабойной части скважины. При этом вторая установка ГНКТ выполнена с возможностью подключения к гидравлической системе первой установки ГНКТ и к оборудованию для промывки скважины. Предложенной группой изобретений обеспечивается увеличение дебита работающей скважины за счет подключения «неработающих» участков горизонтального или наклонного ствола скважины. 2 н. и 18 з.п. ф-лы, 12 ил.

Изобретение относится к горной промышленности и может быть использовано в системах сбора и транспорта нефти на эксплуатируемых месторождениях и при измерении и контроле дебита скважин на объектах нефтедобычи. Техническим результатом является обеспечение более высоких потребительских свойств объекта. Способ состоит в том, что измеренная с помощью групповых замерных установок в комплекте с контроллером продукция каждой в отдельности нефтяной скважины куста нефтяных скважин поступает в нефтесборный коллектор с установленным на нем насосным мультифазным агрегатом. На выходе насосного мультифазного агрегата в сборе с электродвигателем осуществляется в режиме реального времени непрерывный мониторинг суммарного по кусту нефтяных скважин дебита продукции в единицах массы с помощью мультифазного расходомера, установленного на нефтесборном коллекторе, между выходом насосного мультифазного агрегата с электродвигателем и дожимной насосной станцией, и дополнительно к этому контроллером, по встроенной в него специальной программе осуществляется мониторинг разностей суммарных покомпонентных дебитов в целом куста нефтяных скважин, а по отклонению разности за пределы заданной в контроллере установки оператор принимает то или иное решение. 2 н.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к технологиям нефтедобычи, а именно к способам гидродинамического моделирования. Техническим результатом является получение профилей по глубине достоверных значений проницаемости, пригодных для использования в гидродинамической модели. Способ включает определение на основе результатов гидродинамических исследований скважин, вскрывающих пласт, осредненных по разрезу значений текущей фазовой проницаемости, пересчет текущей фазовой проницаемости на первоначальную проницаемость по нефти в присутствии остаточной воды с учетом термобарических условий в пласте и информации об относительных фазовых проницаемостях для каждой исследованной скважины, вычисление неоднородной кривой первоначальной проницаемости по разрезу с учетом результатов геофизических исследований в открытом стволе и профилей притоков работающих фаз, корреляцию кривых и построение трехмерного распределения проницаемости. 1 з.п. ф-лы, 6 ил.

Изобретение относится к технологиям нефтедобычи, а именно к способам мониторинга добычи и разработки совместно эксплуатируемых нефтяных пластов. Техническим результатом является повышение достоверности оценки индивидуальных фильтрационных свойств каждого из совместно эксплуатируемых нефтяных пластов с учетом взаимного влияния пластов друг на друга, а также с учетом различий скин-факторов пластов. Способ включает определение по результатам ГДИС интегральных гидродинамических характеристик, измерение дебита и расчет фильтрационных свойств каждого пласта, и далее в зависимости от условий эксплуатации скважин выполняют следующие действия. По варианту 1 по кривым ГИС в открытом стволе оценивают соотношения пористостей и эффективных толщин пластов; на основе определенного по ГДИС значения интегрального скин-фактора и значения рассчитывают скин-факторы и проницаемость каждого пласта. По варианту 2 в скважине проводят регистрацию записей акустического каротажа и термометрии, по которым оценивают высоту и ширину трещины ГРП и рассчитывают скин-факторы каждого из пластов. По варианту 3 в процессе проведения ГДИС регистрируют кривые изменения во времени дебита каждого пласта и разности дебитов; определяют средний темп изменения разности дебитов, по которому оценивают скин-фактор и проницаемость пластов. 3 н.п. ф-лы, 4 ил.

Изобретение относится технологиям нефтедобычи, а именно к способам проведения, интерпретации и анализа результатов гидродинамических исследований эксплуатационных скважин, оборудованных электрическими центробежными насосами. Техническим результатом является повышение достоверности определения мест снижения скин-фактора для вскрытого ГРП малопроницаемого пласта. Способ включает следующую последовательность действий: после непрерывного цикла работы скважины в течение, по меньшей мере, 30 суток регистрируют длительную, не менее 3 суток, кривую восстановления уровня, по которой оценивают текущую продуктивность пласта, затем на основе сравнения текущей продуктивности с начальной определяют, насколько изменился скин-фактор. Кроме того, с целью получения непрерывных кривых изменения во времени давления и скин-фактора проводят повторную интерпретацию кривых изменения давления и расхода в течение всего времени наблюдений с момента пуска скважины. 2 ил.

Изобретение относится к области нефтегазодобычи, а именно к исследованию скважин, и может быть использовано для определения герметичности или негерметичности пакерных систем в подземной компоновке, а также для выявления гидродинамической связи, возникающей из-за трещины цементного моста. Способ заключается в спуске на колонне труб и посадке в нагнетательной или пьезометрической, или фонтанной, или газлифтной, или насосной скважине, либо выше интервала пласта и/или между интервалами пластов, либо между интервалами пласта и негерметичности, либо выше и ниже интервалов негерметичности, по крайней мере, одной или нескольких пакерных систем. Каждая из пакерных систем оснащена одним или двумя пакерами и выполнена с двумя наборами уплотнительных манжет, между которыми размещен узел опрессовки. В колонну труб спускают измерительное устройство - автономный расходомер или дебитометр, или же геофизический прибор, и держат его на глубине ниже и выше узла опрессовки пакерной системы. Замеряют расход среды - подаваемой жидкости или добываемого флюида. Причем, в случае их расхождения за пределы допустимой погрешности измерительного устройства считают пакерную систему негерметичной из-за пропуска среды через ее уплотнительные манжеты. В противном случае, наоборот, герметичной. При этом если пакерная система герметична, но в скважине обнаружена гидродинамическая связь между разобщенными интервалами, то причиной возникновения гидродинамической связи принимают негерметичность цементного моста между интервалами за эксплуатационными колоннами скважины. Техническим результатом является повышение эффективности исследования и выявления герметичности или негерметичности пакерных систем или цементного моста. 5 ил.

Изобретение относится к нефтедобыче, а именно к устройствам для измерения количества нефти и нефтяного газа, извлекаемого из недр, и может быть использовано для оперативного учета дебитов продукции нефтяных и газоконденсатных скважин, как отдельных, так и кустов. Техническим результатом является повышение эффективности. Указанный технический результат достигается тем, что способ определения профиля притока флюидов многопластовых залежей в скважине предусматривает измерения температуры в скважине в процессе выстойки скважины после бурения, определение температуры флюидов, поступающих в скважину из каждого продуктивного пласта, после перфорации на начальной стадии добычи. Удельный дебит для каждого продуктивного пласта определяют по скорости изменения измеренных температур. 6 з.п. ф-лы, 10 ил.

Изобретение относится к газовой промышленности и может быть использовано при определении параметров работы газовой скважины, обеспечивающих вынос жидкости с забоя. Техническим результатом является определение дебита скважины, обеспечивающего вынос конденсационной жидкости с забоя скважины. Способ включает отработку скважины на максимально допустимом режиме с целью очистки забоя от возможной жидкостной пробки. Остановку скважины и замер пластовых термобарических параметров. Запуск скважины, замеры суммарного в паровой и жидкой фазе влагосодержания газа на устье и замеры давления и температуры газа на забое скважины при ее работе. Если фактическое влагосодержание на устье действующей скважины меньше или равно равновесному при забойных термобарических условиях, дебит скважины считают недостаточным для выноса жидкости, поступающей в насосно-компрессорные трубы. Если фактическое влагосодержание на устье действующей скважины больше или равно равновесному, дебит скважины считают достаточным для выноса всей конденсационной жидкости с забоя.