Спосіб та пристрій вимірювання розмірів перфорационного каналу

 

Область техніки

Даний винахід в цілому відноситься до вимірювання перфораційних каналів в нафтових свердловинах, а більш конкретно - до виміру глибини і інших розмірів перфораційних каналів за допомогою ультразвукових імпульсів і їх відображень.

Рівень техніки

Продуктивність нафтових і газових рідин з підземних пластів зазвичай контролюється за допомогою обсадної труби і перфорації свердловини. Для отримання максимальної віддачі від свердловини перфораційні властивості оптимізуються за допомогою вертикального розташування, фазування та внутрішньої структури. Якщо спостереження перфораційних властивостей можна здійснити на місці, то роботи по інтенсифікації видобутку можуть бути оптимально розраховані на підвищення видобутку або прийомистості. Зокрема, для старих і нових свердловин з метою оптимізації продуктивності бажано знати довжину відкритого перфорационного каналу.

Таким чином, в даній заявці пропонується ряд переважних варіантів втілення, які вирішують багато з цих та пов'язані з ними питання.

Сутність винаходу

У нижчеподаному описі коротко викладається поєднання функцій у відповідності з кращим варіантом воплощ�іонного каналу може включати наступне. Каротажное пристрій, що включає ультразвукової приемоизлучатель, розташоване всередині свердловини. Свердловина має обсадну трубу. Ультразвуковий приемоизлучатель має фокусну точку, що знаходиться на певній відстані від ультразвукового приемоизлучателя позаду внутрішньої поверхні обсадної труби. Ультразвуковий сигнал випромінюється з ультразвукового приемоизлучателя. Ультразвуковий сигнал відбивається від внутрішньої частини перфорационного каналу, що проходить через обсадну трубу в формацію. Між передачею і прийомом ультразвукового сигналу заміряється час проходження. Визначається положення ультразвукового приемоизлучателя, відповідне ультразвукової передачі і прийому відбитого сигналу.

Сутність винаходу жодною мірою не призначена для надмірного обмеження будь-яких пунктів формули винаходу, пов'язаних з даним додатком, а призначена лише для подання резюме деяких кращих поєднань функцій у відповідності з кращими варіантами втілення в цій заявці на винахід. Багато кращі варіанти втілення можуть включати різні поєднання, що включають інші функції.

Короткий опис черриантами втілення винаходу.

На фіг.2 показано верхнє схематичне зображення ультразвукового приемоизлучателя у відповідності з кращими варіантами втілення винаходу.

На фіг.3 показаний схематичний вигляд збоку каротажного інструменту у відповідності з кращими варіантами втілення винаходу.

На фіг.4 показаний схематичний вигляд збоку перфорационного каналу по відношенню до ультразвукового приемоизлучателю у відповідності з кращими варіантами втілення.

На фіг.5а і 5b показані графіки ультразвукових сигналів, отриманих ультразвуковим приемоизлучателем у відповідності з кращими варіантами втілення.

На фіг.6а і 6b представлені графіки ультразвукових сигналів, отриманих в необсаженной перфорационной колоні, у відповідності з кращими варіантами втілення.

На фіг.7 показаний графік залежності положення ультразвукового приемоизлучателя, часу проходження ультразвукового сигналу і амплітуди ультразвукового сигналу, де амплітуда представлена у вигляді відтінків сірого кольору.

На фіг.8 приведена діаграма, що показує відображення звуку в обсадженій свердловині.

На фіг.9 приведена діаграма, що показує амплітуду отраженн�траженного шуму і відбитого сигналу з плином часу.

На фіг.11 показаний джерело площинного променя.

На фіг.12 показаний джерело сфокусованого променя.

Детальний опис

У подальшому описі наводяться відомості, що допомагають зрозуміти суть бажаних варіантів втілення винаходу. Проте фахівцям в даній області техніки зрозуміло, що втілення згідно даній заявці на винахід можуть бути використані на практиці без цих відомостей і що можливі численні зміни або видозміни описаних варіантів втілення.

Терміни "вгору" і "вниз", "верхній" і "нижній", "в напрямі вгору" і "в напрямку вниз", "вверх по потоку" і "вниз по потоку" та інші подібні терміни, що вказують на відносні положення вище або нижче цієї точки або елемента, що використовуються в даному описі для більшої ясності опису деяких варіантів втілення даного винаходу. Однак у додатку до обладнання і способів використання в свердловинах, які відхиляються від вертикалі або є горизонтальними, такі терміни можуть означати "зліва направо", "справа наліво" або діагональні відносини у відповідних випадках.

Для вилучення вуглеводнів або інших цінних рідин з підземних пласто�астових резервуарів і запобігання обвалень, серед іншого, часто використовуються обсадні труби. Ці обсадні труби цементуються на місці і по стовбуру свердловини. Для вилучення флюїдів з формації в стовбур свердловини отвори (перфорації), які часто є в загальному круглими в поперечному перерізі і трубчастими або "морквяними" за формою, проробляються поперек і поза обсадних труб в формацію. Перфорації є відправною точкою для природних заканчиваний, кислотної обробки, гравійної набивання і гідророзриву пласта. Кожний додаток має різні вимоги до структури перфорацій: від коротких і товстих до вузьких і довгих. У необсаженних перфораційних колонах, де немає кріплення обсадної трубою стовбура свердловини, мають місце аналогічні процедури.

Вимірювання довжини відкритого перфорационного каналу найбільш бажано при визначенні, які перфораційні роботи можуть бути застосовані до заканчиванию з метою підвищення продуктивності свердловини.

Для створення отворів або перфорацій свердловинні перфоратори опускаються у стовбур свердловини. Свердловинні перфоратори містять безліч кумулятивних зарядів, які вистрілюють через обсадну трубу в земну формацію, створюючи таким чином отвори в обсадній трубі і пе�важини, то виходить відкритий перфораційний канал. Далі будемо називати відкритий перфораційний канал просто каналом. Де матеріал з кумулятивного заряду, формації або обсадної труби відкладається в перфорацію, там є уламковий матеріал.

Вхідний отвір в обсадній трубі може бути в межах від 0,17 до 0,45 дюймів для звичайних заканчиваний і бути для інших додатків. За обсадною трубою: зазвичай глибина каналу (Lpen на фіг.4) може бути до 59 дюймів, однак довжина відкритого каналу (Lop на фіг.4), як правило, значно менше; також максимальний діаметр каналу, як правило, дорівнює величині від одного до трьох діаметрів вхідного отвору обсадної труби, але при певних обставинах може бути і більше.

Невеликий отвір обсадної труби і більший внутрішній вакуум буде представляти найскладнішу проблему при спробі проведення акустичних вимірювань глибини перфорационного каналу.

По-перше, обсадна труба має дуже високий акустичний опір, а це означає, що майже вся енергія удару відбивається назад до передавального пристрою. Це призводить до того, що відбитий сигнал буде дуже інтенсивним по відношенню до слабкого сигналу з перфорационног�дзеркалі. По суті всі дослідники побачать енергію, відбиту від джерела світла.

По-друге, невеликі перфораційні отвори через обсадну трубу ще більше ускладнюють отримання енергії безпосередньо в перфораційний отвір. Оскільки точне розташування цих перфораційних отворів важко визначити, акустичне пристрій може сканувати по азимуту і у глибину, а це означає, що кращий варіант втілення полягає в розгортанні даного пристрою на вимірювальному приладі. Однак акустичне пристрій може бути стаціонарним. Це означає, що при проходженні акустичного пучка від передавача до внутрішньої поверхні обсадної труби відбудеться деяке розширення цього пучка.

Проблемою для ультразвукового вимірювання стає виявлення відбиття від кінця перфорационного каналу поверх великого відбитого сигналу від обсадної труби, наявність такого маленького вхідного отвору. Оскільки відбитий сигнал містить компоненти, які відображаються між обсадною трубою і поверхнею приемоизлучателя, і оскільки свердловинна рідина зазвичай має низьку акустичну швидкість, ці відображення можуть тривати значний період � бути використані одночасно для зменшення амплітуди цього зворотного шумового розсіювання по відношенню до амплітуди відбиття в кінці каналу:

1) орієнтація передачі/прийому системи ультразвукового приемоизлучателя при отстоянии по відношенню до обсадній трубі, яке зменшується до такої міри, що ці кілька відбиттів розпадаються в часі швидше, що дозволяє здійснити диференціацію сигналів, що відбиваються всередині перфорационного каналу.

2) вибір параметрів приемоизлучателя, що дає профіль пучка або форму, що забезпечує сприятливе співвідношення сигналу до шуму. У цьому випадку сигнал являє собою частина переданої енергії, яка надходить в перфораційний отвір через маленький отвір в обсадній трубі, відбивається від кінця секції відкритого каналу і повертається до приемоизлучателю для прийому. Шум - це передана енергія, яка відображається до приемоизлучателю із сталевої обсадної труби і шарів за нею або з інших структур, що містяться в стовбурі свердловини. При виборі параметрів приемоизлучателя згідно конкретним чітко визначеним принципам можна отримати сильне відображення сигналу по відношенню до амплитудам відображених шумових подій в інтервал часу відбитого сигналу. Ця ідея проілюстрована на фіг.9 і 10.

Із зменшенням відстані між приемоизлучателем і внуте зменшуються. Оскільки кожне багаторазове відображення включає в себе ще одне часткове відбиття від поверхні приемоизлучателя або від поверхні обсадної труби, кожне багаторазове відображення містить менше енергії. Таким чином, зменшення отстоянии приемоизлучателя по відношенню до обсадної трубі ведуть до швидкого зменшення амплітуд багаторазових відбиттів.

Оскільки властивості поширення рідини є однаковими або схожими в обох напрямках переміщення енергії до обсадної трубі і до кінця відкритого каналу, то швидкість по суті завжди однакова. Таким чином, розрахунок часу може стати ситуацією геометричного розрахунку. Емпірично було показано, що за допомогою сфокусованого приемоизлучателя, який сфокусований поза обсадної труби, прийнятний рівень амплітуди відбитих від обсадної труби виходив після приблизно 3 циклів відображення. Таким чином, у відповідності з кращим варіантом втілення, випливає, що можна виміряти відкритий канал, який в 3 рази коротше відстані відстою. Використовуючи це співвідношення, можна вибрати отстояние, виходячи з очікуваної для вимірювання мінімальної глибини перфорації.

На фіг.4 показаний приемоизлучатель 104, і�of відстою приемоизлучателя, Ls, може бути встановлено на 20 мм, а рідиною може бути вода. Таким чином, виходячи з вищевикладеного, очікується можливість вимірювання відкритого перфорационного каналу 60 мм. Така довжина каналу буде мати відображення, яке приходить через 80 мікросекунд. Ця ілюстрація включає цемент 406, який використовується для закріплення обсадної труби 402.

На фіг.5а показано, як відбитий сигнал повертається до приемоизлучателю, коли він потрапляє на секції обсадної труби, що не має перфорационного отвори. Сигнали більшого рівня, які виникають між 0 та 100 микросекундами, є відбитками між приемоизлучателем і обсадної трубою. На фіг.5В показаний відбитий сигнал, повернутий до приемоизлучателю, коли він потрапляє на секції обсадної труби, що має перфораційний отвір, як показано на фіг.4. Сигнал близько 340 мікросекунд - це прибулий сигнал, який здійснив рух на дистанцію відстою в кінець каналу 415 і назад до приемоизлучателю. На цей раз, у воді, при швидкості 1500 М/с, загальна пройдена відстань становить 510 мм Розділивши на два для одного шляху проходження і віднімаючи від 20-мм отстояние, отримаємо довжину відкритого каналу. Lop, близько 235 мм Сигнал більшого рівня, случі�днією труби. Очевидно, що за допомогою цієї системи можна виявити відображення у відкритому каналі, яке надійшло через 80 мікросекунд. Таким чином, бажані варіанти втілення включають конструкції вимірювальної системи, які встановлюють отстояние приемоизлучателя, зменшує ревербераційний шум до пренебрежимо малих рівнів в момент часу, коли сигнал від перфорационного каналу вимірюється, як описано вище.

У відповідності з кращими варіантами втілення, друга методика використовується для збільшення відношення сигналу до шуму. Перша методика служить для скорочення величини часу шуму, відбитого від обсадної труби. Друга методика служить для збільшення співвідношення амплітуди сигналу, відбитого кінцем відкритого перфорационного каналу до рівня шуму від обсадної труби.

При попаданні в приемоизлучатель пучок (сигнал) кінцевої форми поширюється в рідині по напрямку до обсадної трубі. Для круглих площинних приемоизлучателей форма і розмір цього променя залежать від діаметра приемоизлучателя, робочої частоти і швидкості акустичної в середовищі поширення.

Для задачі максимізації кількості енергії приемоизлучателя, який входить в небо�граниченного пучка. Якщо приемоизлучатель може випромінювати абсолютно коллинеарний промінь, що має менший діаметр, ніж отвір в обсадній трубі, то, коли промінь буде отцентрирован в отворі, відбитий сигнал не буде мати шуму відбиття від обсадної труби, описаного вище, і буде містити тільки відображення від кінця каналу. Проте отримання такого дуже паралельного пучка в приемоизлучателях діаметром нижче 0,2 см вимагає вкрай високих частот, що є проблематичним через загасання в свердловинної рідини.

Так як промінь поширюється від круглого площинного приемоизлучателя, він запускається як досить обмежений промінь, що має ширину променя, яка приблизно така ж, як діаметр приемоизлучателя. Це відомо як ближня зона пучка, також відома як довжина Френеля. З подальшим поширенням промінь починає поширюватися більш швидко в кругову ширину. Ця область відома як дальня зона. "Acoustic Waves: Devices, Imaging, and Analog Signal Processing" (Акустичні хвилі: пристрої відображення та обробка аналогових сигналів), Kino, Gordon. S., Prentice Hall, Inc, 1987, яка включена сюди за допомогою посилання у всій її повноті, пояснює, що кінець ближньої зони дається при S=1, для:

S=Zλ/a2,

де

Z = рассто�писанная для S=1 і виражає λ як швидкість відносно частоти, кінцева точка ближньої зони приблизна, коли:

a2=ZC/f,

де

f = частота, а

c = швидкість середовища.

Щоб використовувати це відношення для вказівки приемоизлучателя, який забезпечить бажану колінеарність пучка, почнемо з встановленим знанням бажаного відстою, обумовленого вище для зменшеного часу реверберації. Так як краще мати діапазон ближньої зони, що виходить за межі обраного відстою 20 мм, ми вибираємо діапазон ближньої зони в три рази більше відстою або Z=0,060 м. Цей запас забезпечує колінеарність променя далеко за кордоном обсадної труби вглиб перфорационного каналу. Далі виберемо частоту. З вищенаведеного рівняння ясно, що якщо частота занадто мала (тобто нижче 300 кГц), то діаметр приемоизлучателя буде занадто великим для конфігурації свердловини. Якщо частота занадто висока (тобто понад 5,0 МГц), то втрати із-за поглинання і розсіювання в свердловинних рідинах зменшать силу сигналу. 1,0 МГц є кращою частотою. Вважаючи скважинную рідину водою, що має акустичну швидкість 1500 м/сек., рівняння тепер можна вирішити для радіуса приемоизлучателя «a», як:

a = квадратний корінь (0,060 м * 1500 м/сек./1,0 МГц) або

a = 0,0095 м і�є занурювальний кругової площинний приемоизлучатель Panametrics V303-SU, комерційно доступний і відомий як Olympus Panametrics Transducer (від Olympus-NDT з Waltham, Massachusetts).

Інший спосіб збільшення амплітуди сигналу, відображеного кінцем відкритого перфорационного каналу є освіта пучка за допомогою фокусування. При наявності профілю випускається променя, який фокусується на невеликому розмірі плями за внутрішньою поверхнею обсадної труби, вся або більша частина енергії від приемоизлучателя увійде в перфораційний отвір. Вона пройде потім різними шляхами до кінця каналу і відіб'ється назад до приемоизлучателю. Кількість шуму, відображеного від внутрішньої поверхні обсадної труби, буде прийнятно низьким. Результатом є дуже сприятливе відношення сигналу до шуму.

При розрахунку параметрів для сфокусованого приемоизлучателя знову головну увагу слід приділити кращого отстоянию, обраному вище - 20 мм. Оптимальне поліпшення відношення сигнал-шум станеться, якщо діаметр фокусної плями буде менше розміру отвору обсадної труби, а фокальна точка буде знаходитися в місці відразу ж за обсадною трубою, або на отстоянии, щонайменше рівному отстоянию від обсадної труби, плюс, щонайменше, частина товщини обсадної труби (а имеим фокусна відстань 30 мм Для збереження ступеня фокусування приемоизлучателя або діафрагмового числа до прийнятного рівня, вибираємо діаметр приемоизлучателя, який дорівнює приблизно половині фокусної відстані. Оскільки діаметр 13 мм являє собою переважний розмір приемоизлучателя, це буде переважно. Крім того, значна фокусування, використовувана тут, дозволяє дещо зменшити робочу частоту, що зменшує чутливість до загасання сигналу.

Від Kino (згадувався раніше) ми також отримали опис розрахунку цього розміру плями, в системі одиниць СІ, які злегка переписані у вигляді:

Діаметр пучка (~6 дБ)=(1,02*Fc)/fD,

де

F - фокусна відстань приемоизлучателя

с - швидкість звуку в свердловинної рідини

f - це частота приемоизлучателя

D - це діаметр елемента приемоизлучателя.

Таким чином, ми розраховуємо діаметр променя -6 дБ і 7,22 мм для діаметра приемоизлучателя 1,25 см, сфокусованого на 30 мм і працює при 500 кГц у воді. Приемоизлучатель, що відповідає цим критеріям, може бути придбаний у Ultran Laboratories, Inc. of State College, Pa, у вигляді виготовленої за індивідуальним замовленням версії номера частини LS100-0.5-Р76.

Відповідно до предпокание цього ультразвукового приемоизлучающего пристрою (настроєний, як зазначено вище) у свердловину. Ультразвуковий імпульс передається в перфораційний канал, і час повернення імпульсу до приемоизлучателю при відбитті від обсадної труби і відбиття від внутрішньої частини перфорационного каналу вимірюється. Виходячи з часу і швидкості проходження ультразвукового імпульсу в свердловинної рідини, може бути розрахована довжина відкритого перфорационного каналу.

У відповідності з кращими варіантами втілення є кілька способів, які можуть бути використані для вимірювання глибини і розмірів перфорационного каналу. Наприклад, один спосіб включає розміщення ультразвукового приемоизлучателя безпосередньо прилягає до перфорационному каналу і зверненим до нього. Проходження ультразвуку в перфорационном каналі вимірюється і використовується для визначення довжини відкритого перфорационного каналу. Крім того, відбитий сигнал можна використовувати для визначення наявності і розмірів уламкового матеріалу в кінці перфорационного каналу.

Інший спосіб включає переміщення приемоизлучателя всередині обсадної труби (або стовбура свердловини у відкритому стовбурі) і повторної передачі ультразвукового імпульсу і прийому відображення. По суті, вкв�ьзовани для визначення розташування перфораційних каналів, глибини і розмірів перфораційних каналів, і можуть бути визначені розміри уламкового матеріалу в кінці перфораційних каналів. См., як ця ідея показано на фіг.7.

У зв'язку з переміщенням ультразвукового приемоизлучающего пристрою під час передачі імпульсів ультразвукового сигналу, слід взяти до уваги, що швидкість приемоизлучателя повинна бути досить повільною, щоб забезпечити прийом відбитого імпульсу приемоизлучателем. Якщо приемоизлучатель переміщається з високою швидкістю, то окремий приемоизлучатель може бути розташований поруч з приемоизлучателем, який передає імпульс, так, що один приемоизлучатель може використовуватися для передачі ультразвукових імпульсів, а інший приемоизлучатель може використовуватися для прийому відбитих сигналів.

Розташування ультразвукового приемоизлучателя може бути записано і скоррелировано з записаними даними. Виявлені дані (розміщення приемоизлучателя, час між передачею і відображенням і амплітуда відображення) можуть бути накреслені для створення уявлення перфораційних каналів (наприклад, карти стовбура свердловини), що показує розташування, глибину і ширину відкритих перфораційних каналів (� відгуку може бути нанесена на схему (наприклад, пікселями у відтінках сірого або пікселями в кольорах, відповідних амплітуді відповідного ультразвукового сигналу) з метою подання форми і розташування уламкового матеріалу в перфорационном каналі.

На фіг.1 показаний один з кращих варіантів втілення вимірювального пристрою перфорационного каналу (PTMD) 100. PTMD 100 має корпус 108 (фіг.2), в якому знаходиться ультразвукової приемоизлучатель 104. Ультразвуковий приемоизлучатель 104 генерує ультразвуковий сигнал 106, який передається від PTMD 100 в радіальному напрямку. Електричне з'єднання 102 (наприклад, металевий електричний провідник) з'єднується з ультразвуковим приемоизлучателем 104. Електричний кабель 102 може проводити електрику для живлення приемоизлучателя 104 та інших електроприводних частин (наприклад, двигун). PTMD 100 може обертатися і приводиться в дію електродвигуном. Ультразвуковий приемоизлучатель 104 може служити в якості передавача ультразвукового імпульсу і приймача відбитого імпульсу. Тобто приемоизлучатель 104 перетворює електричну енергію в ультразвукову енергію і посилає ультразвуковий імпульс 106, а потім приймає відображену ультразвукову енергію але, щоб один ультразвуковий приемоизлучатель 104 використовувався для передачі ультразвукових імпульсів 106, а інший ультразвукової приемоизлучатель використовувався для прийому відображення. Зокрема, другий ультразвукової приемоизлучатель використовується, якщо швидкість PTMD 100 така швидка, що приемоизлучатель 104 може втратити відбитий сигнал в процесі випромінювання і повернення.

Ультразвуковий приемоизлучатель 104 може передавати ультразвуковий сигнал з частотою, щонайменше, досить високою, а саме від 300 кГц до 5000 кГц, але переважно значення близько 3000 кГц. PTMD 100 може використовуватися для вимірювання амплітуди відбитого ультразвукового сигналу і часу проходження від моменту, коли сигнал виходить з PTMD 100 до того моменту, коли сигнал відбивається і повертається.

Приемоизлучатель 104 може бути ультразвуковим приемоизлучателем з сфокусованим пучком, який створює сигнал, спрямований на одну фокусну точку і, таким чином, дозволяє більшій частині ультразвукової енергії, створеної 104, вступати у вхідний отвір обсадної труби і перфораційний канал. Як варіант, приемоизлучатель 104 може бути площинним приемоизлучателем.

На фіг.3 показана система, включно�ентратор 302 розташований навколо зонда 304. Таким чином, зонд 304 проходить через центр центратора 302. При опусканні пристрою в стовбур свердловини, центратор 302 проходить назовні від зонда 304 і контактує зі стовбуром свердловини або обсадної трубою для знаходження пристрою у центрі стовбура свердловини вздовж центральної осі стовбура свердловини. Електронний модуль 306 може бути з'єднаний з зондом 304. Електронний модуль може включати в себе процесор, як зазначалося вище, який виконує різні функції, такі як обробка сигналів та визначення часу проходження і амплітуди відбитого ультразвукового сигналу. Крім того, процесор може мати пам'ять (наприклад, флеш-пам'ять) для запису зібраних даних. В іншому випадку електронний модуль 306 може не містити ці компоненти і, наприклад, управляти тільки обертанням PTMD 100 і іншими функціями управління. Або електронний модуль може не мати можливостей обробки і буде тільки записувати вихідні дані. Прийом та визначення часу проходження і амплітуди може бути виконане окремим процесором, вилученим з зонда 304. Дані можуть бути представлені візуально на цифровому пристрої відображення, наприклад моніторі або екрані комп'ютера.

На фіг.4 показаний вигляд збоку, представляє уль�учатель 104 позиціонується щодо перфорационного каналу 400. Перфораційний канал 400 має зону роздробленого матеріалу 412, обмежену з внутрішньої сторони стіни 425 каналу, який знаходиться в контакті з рідиною 404 свердловини. Межі зони роздробленого матеріалу 412 обмежуються незайманою породою формації 420. Кінець відкритого перфорационного каналу 415 може бути перфорационним уламковим матеріалом 408 і чи уламковим матеріалом кріплення отвори 410, мають довжину Ld. Крім того, в кінці відкритого перфорационного каналу може бути незаймана порода пласта 420, якщо немає зони перфорационного роздробленого матеріалу 412 або уламкового матеріалу 408. Уламковий матеріал після перфорації може бути очищений.

PTMD 100 опускається в стовбур свердловини і скважинную рідина 404. За час руху ультразвукової приемоизлучатель 104 знаходиться поруч з перфорацією в обсадній трубі 402 і у відповідному перфорационном каналі 400. Ширина вхідного отвору в обсадній трубі (початок перфорационного каналу) - Ceh. Відстань між ультразвуковим приемоизлучателем 104 з внутрішньої сторони обсадної труби становить Ls. Довжина відкритого перфорационного каналу зсередини обсадної труби - Lop.

Для вимірювання глибини відкритого перфорационного каналу ультразвукової п�до кінця відкритого перфорационного каналу 415 і відбивається назад до ультразвукового приемоизлучателю 104 від кінця відкритого перфорационного каналу 415, часто утвореного початком уламкового матеріалу 408 каналу. Час для проходження ультразвукового сигналу від приемоизлучателя 104 і відображення до ультразвукового приемоизлучателю 104 вимірюється. Це може бути зроблено або під час знаходження ультразвукового приемоизлучателя 104 постійно на місці перед перфорационним каналом, або під час повільного переміщення повз перфорационного каналу.

Наведена нижче формула може використовуватися для обчислення довжини відкритого перфорационного каналу 400. Якщо швидкість звуку в рідині стовбура свердловини рідини - Cf, a Top - це час, необхідний для повернення сигналу на фіг.5b до ультразвукового приемоизлучателю 104, то довжина відкритого перфорационного каналу довжиною Lop може бути розрахована за такою формулою:

Lop=Top*Cf/2,0-Ls

Значення швидкості рідини стовбура свердловини Cf апроксимується, оскільки в більшості випадків це значною мірою сольовий розчин, швидкості для якого дуже близькі до швидкості у воді. В іншому варіанті свердловинна рідина може бути точно виміряна на поверхні. Переважно, якщо вона може бути виміряна в стовбурі свердловини з використанням окремого ультразвукового пристрою.

Значення відстою Ls так�і обсадної труби і відстані поверхні датчика від центру каротажного пристрою. Різниця цих значень буде середнім значенням відстою. Однак на практиці це значення значно змінюється в залежності від обертання інструменту, особливо в горизонтальних або сильно викривлених свердловинах, де інструмент часто не знаходиться в центрі. Бажано отримати отстояние на кожному місці вимірювання.

Кожен відбитий імпульс містить деяку кількість реверберационного сигналу від приемоизлучателя до обсадній трубі, який вище розглядався як шум. Кожна з цих реверберації відокремлена в часі інтервалом, який заснований на швидкості рідини Cf і отстоянии Ls. Шляхом вимірювання часу між будь-якими двома з цих подій і використання відомого значення Cf можна визначити отстояние Ls.

Інший метод визначення Ls полягає у використанні цих же реверберації, але їх обробку в частотній області. Виконання швидкого перетворення Фур'є для обраного числа цих реверберації дасть їх характеристичну частоту. Час між подіями назад цій частоті.

Потім, в залежності від того, який з описаних вище способів використовується для отримання часу між ехо-сигналами, обчислюється Ls:

Ls=(Інтервальний час/2)*Cf

На фіг.5 показано дан показаний сигнал, отриманий PTMD 100, коли ультразвукової приемоизлучатель 104 не спрямований у бік перфорационного каналу. Там сигнал проходить від ультразвукового приемоизлучателя 104, відбивається від внутрішньої частини обсадної труби 402 і повертається з виявленою протягом короткого періоду часу амплітудою, наприклад до 50 мікросекунд. Це час проходження відповідає відстані Ls, як і реверберації між кількома відображеннями приемоизлучателя - обсадної труби. На фігурі 5b сигнал проходить від ультразвукового приемоизлучателя 104 в перфораційний канал 400 і повертається з виявленою амплітудою через близько 340 мікросекунд. Тобто сигнал, показаний на фіг.5b, передається з ультразвукового приемоизлучателя 104, надходить в перфораційний канал 400, контактує з внутрішніми частинами каналу 425 і 415 і відбивається назад до ультразвукового приемоизлучателю 104. Крім того, на фіг.5В також показаний сигнал реверберації, також відбитий від обсадної труби. Із серії ультразвукових передач сигналу можуть бути нанесені на графік вимірювання осьового положення приемоизлучателя 104 і кутового положення приемоизлучателя 104, а також розташування і глибина перфораційних каналів. Наприклад, дані, зібрані вмесси графіка, а час для повернення імпульсу може бути нанесено по іншій осі, як показано на фіг.5b. Крім того, амплітуда відбитого імпульсу може бути представлена у вигляді пікселів або серії пікселів з відтінками сірого двох або більше рівнів (або колірної гами), як показано на фіг.7, де бачимо три перфораційних каналу.

Той же принцип застосовується для перфорацій з необсаженной колоною (без обсадної труби в стовбурі свердловини). На фіг.6 показані сигнали, виявлені PTMD 100 перфорації з необсаженной колоною, де на фіг.6а показано відображення ультразвукового сигналу від стінки формації стовбура свердловини (у тому числі реверберації), а на фіг.6b показаний сигнал, який повертається після проходження в канал і відбивається в кінці відкритого перфорационного каналу.

Один із способів визначення ширини перфорационного каналу полягає в переміщенні PTMD 100 поперек отвору перфорационного каналу і передачі ультразвукового сигналу (або переривчастих сигналів) під час просування. Шлях для просування PTMD 100 може бути, наприклад, окружним, осьовим або спіральним. Дані, виявлені під час просування PTMD 100, можуть бути нанесені на графік, на якому вісь Y представляє пройдену відстань (положення) PTMD 100, і групою пікселів, де більш темні (або цветонасищенние) пікселі або групи пікселів представляють велику амплітуду. Таким чином, коли PTMD 100 досягає переднього краю перфорационного каналу, відбитого сигналу необхідно більше часу для повернення до PTMD 100. Коли PTMD 100 перетинає задній край перфорационного каналу, сигналу необхідно менше часу для повернення до PTMD 100. Це уявлення може бути визначена ширина перфорационного каналу. Наприклад, на фіг.7 показано перфораційні канали з діаметрами приблизно від 10 мм до 25 мм

Розміри та місцезнаходження уламкового матеріалу 408, який може включати матеріал кріплення отвори 410 і зону роздробленого матеріалу 412 наприкінці перфорационного каналу 400, можуть бути визначені шляхом подання (дані на графіку), як показано на фіг.7 (параметр відстані по осі y та/або параметр часу по осі x). Уламковий матеріал 408 наприкінці перфорационного каналу 400 дає відображення по шляху уламкового матеріалу 408. Це означає, що ультразвуковий сигнал відбивається в передній частині уламкового матеріалу 415, середніх частинах уламкового матеріалу 408 і весь шлях до кінця уламкового матеріалу 408 наприкінці перфорационного каналу 400. Наносячи на графік положення PTMD 100 � вигляді сірого компонента пікселя напівтонові шкали (наприклад, темний (темніше) піксель або група пікселів, оскільки цей сигнал має велику амплітуду), можна визначити властивості і розміри уламкового матеріалу (які можуть включати уламковий матеріал кріплення отвори і зону роздробленого матеріалу) в кінці перфораційних каналів. Для цілей цього додатка поріг в два кольори (тобто відтінки сірого з чорних або білих пікселів) вважається напівтонові шкалою. Те ж саме можна сказати і про інших кольорах замість чорного або білого. Більш темні частини, показані на графіку, вказують на відображення більш високої амплітуди ультразвукових сигналів різними частинами уламкового матеріалу 408 наприкінці перфораційних каналів 400.

Переважний діапазон ультразвукових частот від 300 кГц до 3000 кГц. Верхній край цього діапазону обмежується, виходячи з двох основних чинників. По-перше, це втрата рідини. Які б ні були втрати: на розсіювання, пов'язане з частинками або на поглинання без розсіювання, в якийсь момент сигнал може бути занадто ослаблений, щоб пройти приблизно від 12 до 24 дюймів туди і назад. По-друге, це ефект розсіяння з-за частинок гірських порід, яким необхідно відобразити цей сигнал. З ростом частоти грубозернисту по� таким чином, розмиваючи картину. Цей верхня межа частоти може почати виникати близько 3 МГц.

Нижній край цього діапазону диктується більше геометричним поширенням пучка, що виходить від приемоизлучателя. Незалежно від того, сфокусована передня поверхня приемоизлучателя (увігнута) або плоска, із зменшенням частоти ширина пучка зростає. З приемоизлучателями, які можуть бути встановлені на свердловинних інструментах, обмежуваних близько 1,5-дюймовим діаметром, нижня межа частоти близько 300 кГц - це мінімальна частота, яку ще можна використовувати і мати пучок, який може сканувати перфорацію невеликого діаметру.

Бажана частота знаходиться в діапазоні від 1,0 МГц до 3,0 МГц, а найбільш краща 1,0 МГц, наприклад, з 0,5-діаметром приемоизлучателя (доступний площинний або сфокусований). Такий приемоизлучатель можна придбати у Panametrics Corporation P/N V303-SU.

На фіг.8 показані два головних шляхи проходження ультразвукового імпульсу після передачі з приемоизлучателя 104. Шлях А1-А2 являє собою хвилю, що надходить в перфораційний канал через вхідний отвір в обсадній трубі. Він не відбивається від внутрішньої поверхні обсадної труби. А1-А2 в �/p>

Другий шлях - В1-В2-В3-В4. Між приемоизлучателем 104 і обсадної трубою 404 є кілька реверберації. Ці траєкторії пучків є найбільш вірогідним джерелом шуму і заважають виявленню кінця відкритого перфорационного каналу 415.

На підставі різних ультразвукових шляхів, зазначених тут, в залежності від реалізованої конфігурації можуть бути отримані різні ступені шуму. Наприклад, на фіг.9 показані результати, де конфігурація виробляє велику кількість шуму. На фіг.9 шум відбувається за час Т4, а сигнал, що відбивається зсередини перфорационного каналу, зосереджується навколо Т3, яка знаходиться в межах часу Т4. В цьому випадку важко розрізнити характеристики сигналу.

На відміну від цього, на фіг.10 показані результати іншої конфігурації, яка мінімізує шум. Там шум обмежується часом Т1, а сигнал зосереджується навколо часу Т2 та охоплює час Tw, яке відрізняється від Т1. Таким чином, можна виділити характеристики сигналу з шуму. Даний результат може бути отриманий завдяки конкретної вигідною конфігурації. Наприклад, результат уздовж цих ліній може бути досягнуто шляхом такого формування ультразвукового пучка, що він буде звужений,�зи з фокусуванням пучка може бути вибрано належне отстояние від обсадної труби 402 для забезпечення фокусування пучка в перфорационном каналі 400.

Коли отстояние і діаметр пучка обрані належним чином, як описано вище, і спрямовані за межі обсадної труби, як показано на фіг.12, можна досягти бажаного результату поділу моменту сигналу вимірювання перфорації від шумів із-за відбиттів від обсадної труби - що показано на фіг.10.

Як розглядалося вище, кругової площинний приемоизлучатель також може бути використаний для управління відношенням сигнал-шум шляхом формування коллинеарного пучка, має малий діаметр, як показано на фіг.11.

Наведене тут опис призначене для розуміння різних варіантів втілення і особливостей фахівцями в даній області і ні в якій мірі не призначений для обмеження обсягу пунктів формули винаходу, пов'язаних з цим додатком.

1. Спосіб каротажу перфорационного каналу і пов'язаних з цим характеристик перфорационного каналу, що містить:
а. розміщення каротажного пристрою, що включає в себе ультразвукової приемоизлучатель, в свердловині, що має обсадну трубу, причому ультразвукової приемоизлучатель має фокусну точку, що знаходиться на відстані від ультразвукового приемоизлучателя так, що вона буде позаду внутрішньої поверхні об�відображення ультразвукового сигналу від внутрішньої частини перфорационного каналу, проходить через обсадну трубу в формацію;
р. вимір часу, що проходить між передачею і прийомом ультразвукового сигналу;
д. визначення положення ультразвукового приемоизлучателя, відповідного ультразвукової передачі і прийому відбитого сигналу;
тобто повторення кроків б)-д) декілька разів і запис отриманих даних;
ж. обробку отриманих даних за допомогою комп'ютера і визначення розмірів перфорационного каналу.
з. при цьому ультразвукової приемоизлучатель розташований на отстоянии від обсадної труби ствола свердловини на, щонайменше, одну третину мінімальної довжини відкритого каналу, яку потрібно виміряти;
в. при цьому отстояние таке, що відбиття від обсадної труби реверберируют і істотно розсіюються перед тим, як відображення зсередини перфорационного каналу буде прийнято ультразвуковим приемоизлучателем.

2. Спосіб за п. 1, який відрізняється тим, що ультразвуковий сигнал знаходиться в межах діапазону від 300 кГц до 5000 кГц.

3. Спосіб за п. 1, який відрізняється тим, що ультразвуковий сигнал має частоту приблизно 1000 кГц.

4. Спосіб за п. 1, який відрізняється тим, що включає обробку отриманих даних за допомогою комп'ютера і визначення розміру обломоложения ультразвукового приемоизлучателя, відповідного ультразвукової передачі і прийому відбиттів.

6. Спосіб за п. 1, який відрізняється тим, що додатково включає: конфігурування діаметра сигналу, щоб він був рівним або меншим, ніж очікувана ширина отвору в обсадній трубі біля отвору перфорационного каналу.

7. Спосіб за п. 6, відрізняється тим, що діаметр сигналу визначають за такою формулою:
Діаметр сигналу (~6 дБ)-(1,02*Fc)/fD, де
F - фокусна відстань приемоизлучателя;
c - швидкість звуку в свердловинної рідини;
f - це частота приемоизлучателя;
D - діаметр це приемоизлучающего елемента в системі одиниць СІ.

8. Система каротажу, що містить:
ультразвукове приемоизлучающее пристрій, пристосований для передачі ультразвукового сигналу в радіальному напрямку у перфораційний канал і має фокусну точку, яка знаходиться на відстані щонайменше як можна далі від ультразвукового приемоизлучающего пристрою так, що вона буде перебувати в перфорационном каналі, при цьому ультразвукової приемоизлучатель розташований на отстоянии від обсадної труби ствола свердловини на, щонайменше, одну третину мінімальної довжини відкритого каналу, яку потрібно виміряти; при цьому отстоян�знутри перфорационного каналу буде прийнято ультразвуковим приемоизлучателем;
щонайменше одне ультразвукове приемоизлучающее пристрій, пристосований для захвату сигналу, відбитого зсередини перфорационного каналу;
процесор, який обчислює довжину перфорационного каналу;
апаратні засоби зберігання часів проходження сигналу разом з відповідними даними глибини і обертального положення ультразвукового приемоизлучающего пристрою.

9. Система каротажу по п. 8, відрізняється тим, що містить обсадну трубу стовбура свердловини і перфораційний канал, що проходить через обсадну трубу;
фокусну точку ультразвукового приемоизлучающего пристрою, що знаходиться за внутрішньою поверхнею обсадної труби.

10. Система каротажу по п. 8, відрізняється тим, що перфораційний канал має круглий поперечний переріз.

11. Система каротажу по п. 8, відрізняється тим, що перфораційний канал звужується до кінця і є трубчастим за формою.

12. Спосіб визначення глибини перфорационного каналу, що містить:
опускання каротажного пристрою в стовбур свердловини, що має обсадну трубу, яка зміцнює стовбур свердловини;
перфорацію, що містить канал, який проходить через обсадну трубу в формацію;
каротажное пристрій, що містить улк, щоб перекривати перфорацію в напрямку, що проходить вздовж центральної подовжньої осі перфорації, при цьому ультразвукової приемоизлучатель розташований на отстоянии від обсадної труби ствола свердловини на, щонайменше, одну третину мінімальної довжини відкритого каналу, яку потрібно виміряти; при цьому отстояние таке, що відбиття від обсадної труби реверберируют і істотно розсіюються перед тим, як відображення зсередини перфорационного каналу буде прийнято ультразвуковим приемоизлучателем;
випромінювання ультразвукового сигналу ультразвукового приемоизлучателя в перфорацію;
отримання відбитків ультразвукового сигналу зсередини перфорационного каналу; визначення довжини перфорационного каналу;
використання процесора для визначення глибини перфорационного каналу, виходячи з сигналу, отриманого від відбиттів всередині перфорації;
відображення глибини перфорационного каналу на цифровому дисплеї.



 

Схожі патенти:

Способи удосконалення активної локації і намагнічування цільової свердловини

Винахід відноситься до галузі геофізики і може бути використане при розвідці родовищ нафти і природного газу. Заявлена електромагнітна розстановка, сконфігурованого для використання в підземній свердловині. Розміщення включає в себе безліч розташованих з проміжком вздовж осі електромагнітів і налаштована з можливістю спектру генерації магнітного поля, що має по меншою мірою першу і другу пари магнітно-протилежних полюсів. Переважно можуть використовуватися вимірювання при пасивної локації порушеної магнітного поля, наприклад, для дослідження та управління безперервним бурінням об'єднаної свердловини. Електромагнітна розстановка може також використовуватися активної локації. За активної локації може також використовуватися розстановка постійних магнітів, що забезпечує подібний спектр магнітного поля. Технічний результат - підвищення точності розвідувальних даних. 2 з.п. ф-ли, 15 іл.

Спосіб періодичної експлуатації нафтової свердловини занурювальний насосною установкою з регульованим електричним приводом

Винахід відноситься до механізованого видобутку рідини з нафтових свердловин і може бути використано для оптимізації технології періодичної експлуатації свердловин, дебіт яких менше мінімальної допустимої подачі электроцентробежного насоса. Технічний результат - збільшення видобутку і збереження надійності заглибного обладнання за рахунок його експлуатації в режимі максимального ККД. За способом відкачування рідини з свердловини чергують з накопиченням рідини в свердловині при вимкненій установці і регулюють середню під час подавання установки для узгодження з дебітом свердловини зміною частоти обертання вала насоса. Подачу насоса в процесі відкачування контролюють за допомогою розташованого на його виході заглибного витратоміра. Відкачування виробляють до досягнення на прийомі насоса заданого мінімального тиску, а накопичення - до досягнення максимального тиску. Контроль за величиною тиску здійснюють з допомогою заглибного датчика тиску. Частоту обертання вала насоса протягом періоду відкачування міняють на основі свідчень заглибного витратоміра таким чином, щоб забезпечити максимальне значення ККД насоса під час відкачування. Час накопичення обмежують регламенѰтури масла в погружном електродвигуні і допустимою частотою зупинок і запусків останнього. Значення максимального тиску для зцементованого пласта вибирають з умови максимуму видобутку, а для пласту, інтенсивно руйнується у процесі видобутку, - з умови мінімуму виносу механічних домішок.

Порт світловий зв'язку для використання на свердловинних інструментах

Винахід відноситься до області приладів, що переміщаються в стовбурах свердловин, пробурених через підземні пласти гірських порід. Технічним результатом є передача даних робочого стану приладу та/або даних, збережених раніше в приладі, та/або передача сигналів управління і робочих інструкцій на такі прилади під час знаходження приладів на земній поверхні. Свердловинний вимірювальний прилад, що містить кожух, виконаний з можливістю переміщення всередині стовбура свердловини, щонайменше, один датчик, виконаний з можливістю вимірювання параметра стовбура свердловини, контролер, встановлений в кожусі, що включає в себе, щонайменше, одне з наступного: пристрій збереження даних і пристрій керування роботою щонайменше одного датчика, і перший порт оптичного зв'язку, встановлений в першому отворі в кожусі, причому перший порт оптичного зв'язку включає в себе керований за допомогою електрики джерело світла, причому перше отвір у кожусі, герметично закривається заглушкою порту, має оптично прозоре вікно, причому заглушка порту виконана з можливістю протидії входу текучого середовища свердловини всередину кожуха і другий порт оптичного зв'язку, уст�ичем другий отвір у кожусі герметично закривається заглушкою порту, має оптично прозоре вікно, причому заглушка порту виконана з можливістю протидії входу текучого середовища свердловини всередину кожуха. 2 н. і 11 з.п. ф-ли, 5 іл.

Спосіб контролю герметичності нагнітальні свердловини

Винахід відноситься до нафтогазовидобувної промисловості, а саме до способу контролю герметичності обсадженій нагнітальної свердловини. Технічним результатом є скорочення кількості досліджень на герметичність системи на свердловинах, експлуатованих за технологією одночасно-роздільна закачування (ГРЗ). Спосіб включає: визначення фактичного перепаду тиску на пакере ΔΡп_ф=Ру1-Ртр1-Ρу2+Ρтр2-Рпогр1-Рпогр2, де Ру1 і Ру2 - заміряне гирлове тиск закачування у верхній і нижній шари відповідно, Ρтр1 і Ртр2 - втрати тиску на тертя при русі води по короткій і довгій колон відповідно, Рпогр1 і Рпогр2 - значення абсолютної похибки вимірювань технічним манометром з короткою і довгою колон відповідно, атм. При цьому за критерій оцінки герметичності приймають заздалегідь задану критичну величину перепаду тиску ΔΡп_кр. Про герметичності системи судять, порівнюючи фактичний перепад тиску на пакере ΔΡп_ф і заздалегідь задану критичну величину перепаду тиску, при |ΔΡп_ф|>|ΔΡп_кр| - система герметична. Спосіб контролю герметичності нагнітальні свердловини включає етапи, на яких: реєструють зміна тиску в скважинном простр) у верхньому і нижньому шарах відповідно. Проводять аналіз отриманих даних і визначають герметичність. При цьому попередньо заміряють поточний витрата води по водоводу Qт. Про герметичності судять при виконанні наступної умови:, де ΔΡу_т і Qт - відповідно заміряні поточний гирлової перепад тиску і поточний витрата води по водоводу; ΔPу_n і Qn - відповідно фактичний перепад тиску і загальний витрата води по водоводу, якщо умова виконується, свердловина герметична. 3 н. і 13 з.п. ф-ли, 2 табл., 2 іл.

Електронний зонд для бурових головок установок горизонтально-направленого буріння

Винахід відноситься до обладнання для контролю робочих параметрів при бурінні і може бути використане для виконання электрокаротажних робіт як горизонтально, так і вертикально направленому бурінні, а також в похило-спрямованих і разветвленно-горизонтальних свердловин в процесі буріння. Технічним результатом є підвищення надійності зонда за рахунок зміцнення корпусу і надійної герметизації основних електронних вузлів. Запропоновано електронний зонд, що містить металевий відсік 1 електроживлення і пов'язаний з ним пластиковий корпус 2, в якому розміщені і залиті вологостійким компаундом вимірювальний блок 3, а також блок 4 обробки сигналів у вигляді микроконтроллерного блоку і магнітна антена 5. При цьому вимірювальний блок 3 включає в себе датчик 6 нахилу поздовжньої осі по відношенню до горизонту, датчик 7 крену і імпульсний стабілізатор 8. Пластиковий корпус 2 виконаний з багатошарового склопластику, внутрішні шари якого виконані з склониток, що мають поздовжню й ортогональну орієнтацію в структурі корпусу, а зовнішні шари виконані з склониток, що мають діагональну орієнтацію. Магнітна антена 5 і вимірювальний блок 3 мають багатошарове висной здатністю до влагостойкому покриттю вимірювального блоку 3 і магнітної антени 5, і залиті при складанні вологостійким компаундом 13. 2 з.п. ф-ли, 3 іл.

Спосіб визначення коефіцієнтів теплопровідності порід, теплопередачі через насосно-компресорні труби та обсадну колону і довжини циркуляційної системи свердловини

Винахід відноситься до нафтогазової промисловості і стосується визначення теплових властивостей порід, що складають розріз свердловини і пласт в цілому. Технічним результатом є підвищення точності вимірювання среднеинтегрального значення теплопровідності гірських порід по розрізу свердловини і визначення коефіцієнтів теплопередачі через НКТ і через обсадну колону, а також довжини циркуляційної системи свердловини. Спосіб полягає в тому, що вибирається зупинена свердловина, проводиться її промивання і при цьому реєструється температура на виході циркуляційної системи. Причому закачка гарячої рідини (теплоносія) здійснюється через затрубний простір, при цьому на вході в нього температура рідини змінюється з періодичного закону та реєструється, а коефіцієнт теплопровідності λп і коефіцієнти теплопередачі через НКТ k1 і обсадну колону k2 обчислюються за математичними формулами.

Неплоская антена для спрямованого каротажу опору

Винахід відноситься до свердловинних вимірювальних пристроїв, що використовуються для вимірювання електромагнітних властивостей стовбура свердловини. Технічним результатом є забезпечення спрямованого дії антени з можливістю приймати сигнали з різних сторін. Запропоновано свердловинний вимірювальний інструмент, що включає, щонайменше, одну неплоску антену, зконфігуровану для передачі та/або прийому електромагнітного випромінювання. При цьому неплоская антена включає в себе, щонайменше, одну неплоску петлю антенного дроти, розгорнутої навколо корпусу інструменту. Причому в одному прикладі варіанту здійснення неплоску антену можна вважати двоплощинного, що включає в себе першу і другу секції полуэллиптической за формою, що утворюють першу і другу пересічні геометричні площини. В іншому прикладі варіанту здійснення аксіально поділ між неплоскою петлею антенного дроти і проходить по колу центральною лінією антени змінюється, по суті, синусоїдально щодо азимутального кута по колу інструменту. Є прикладом неплоские антени згідно винаходу можуть бути переважно виконані з можливістю пріе�
Винахід відноситься до видобутку вуглеводневої сировини з продуктивного пласта, пробуреного свердловиною, і відноситься, зокрема до нерадиоактивним індикаторів та методів їх використання для відстеження переміщення обробної рідини і пластових флюїдів. Технічний результат полягає в підвищенні точності визначення положення і розподілу обробної рідини шляхом реєстрації змін в фізичних властивостях пласта, викликаних надходженням в нього обробної рідини з безліччю індикаторних добавок. Спосіб відстеження переміщення обробної рідини в продуктивному пласті, пробуренном свердловиною, що містить: приготування обробної рідини, що містить безліч індикаторних добавок, що представляють собою краплі високов'язкої рідини з діаметром, що не перевищує 1000 нм; закачування обробної рідини з безліччю індикаторних добавок в стовбур свердловини і продуктивний пласт; визначення положення та розподілу обробної рідини шляхом реєстрації змін в фізичних властивостях пласта, викликаних надходженням в нього обробної рідини з безліччю індикаторних добавок. 17 з.п. ф-ли.

Спосіб управління системою відборів і впливів на кущі свердловин

Винахід відноситься до галузі видобутку нафти і може бути використано в системах видобутку та збору нафти і газу при розробці нафтових родовищ, особливо на пізніх стадіях розробки, коли продукція нафтових свердловин характеризується великою обводненностью. Технічний результат - підвищення ефективності управління кущем свердловин. Спосіб передбачає використання видобувних свердловин. Серед них одну або кілька свердловин обладнують насосною установкою з можливістю зміни подачі. У кожної видобувної свердловини відомий пласт або пласти, з яких здійснюють видобуток. На гирлі кожної видобувної свердловини заміряють кількість видобутих нафти сирої і нафтового газу, а також обводненість сирої нафти. Продукцію видобувних свердловин направляють в збірний колектор куща свердловин. Кущ містить одну або більше нагнітальних свердловин. У кожній нагнітальні свердловини відомий пласт або пласти, які виробляють закачування. Визначають прийомистість за закачиваемой води і необхідний тиск закачування. Досліджують сумісність закачиваемой води з пластової водою. Закачування здійснюють при сумісності закачиваемой і пластових вод. Визначають координати всіх видобувних і нагнетат�нною продукції від прийому насосної установки до гирла свердловини при максимальній подачі. Завмер кількості видобутих сирої нафти і нафтового газу виробляють з періодичністю не більше ніж половина від замеренного часу підйому рідини для даної свердловини. На гирлі кожної нагнітальні свердловини заміряють тиск закачиваемой води і її кількість. Завмер кількості закачиваемой води і тиску на гирлі виробляють з періодичністю не більше ніж половина від замеренного часу надходження води на гирлі кожної нагнітальної свердловини до пакера. Для кожної нагнітальні свердловини відновлюють зміна кількості закачиваемой води і її тиску на гирлі у часі. Для кожної видобувної свердловини за відновленим змін у часі кількості здобутих сирої нафти і нафтового газу визначають залежність від кількості закачиваемой води і тиску на гирлі, а також відстані для кожної нагнітальні свердловини, що веде закачування в той же пласт. Для видобувних свердловин, обладнаних насосними установками з можливістю зміни подачі, такі залежності визначають при різних подачах. На підставі отриманих залежностей для всіх видобувних свердловин виробляють управління кущем свердловин. Причому система подачі підготовленої води для закачування виконана з возможнз.п. ф-ли, 1 іл.

Спосіб і пристрій для визначення роду матеріалу в порожнині між внутрішньою металевою стінкою і зовнішньою металевою стінкою

Винахід відноситься до моніторингу і перевірки якості або рівня цементації в свердловині. Технічним результатом є підвищення точності та інформативності вимірювань, що дозволить оператору передбачити функціональний термін служби свердловини і гарантувати її цілісність конструкції. Запропоновано спосіб визначення роду матеріалу в порожнині між внутрішньою металевою стінкою і зовнішньою металевою стінкою, в якому здійснюють наступну послідовність дій: спочатку з внутрішнього боку внутрішньої металевої стінки встановлюють прилад, який містить генератор імпульсів і реєстратор сигналу; потім за допомогою генератора імпульсів генерують електромагнітні імпульси малої тривалості, які викликають механічні вібрації в стінках; дані, що характеризують відображення цих механічних вібрацій від порожнини, утвореної між зазначеними стінками, реєструють за допомогою реєстратора сигналу; зареєстровані дані аналізують, щоб визначити рід матеріалу в порожнині. Запропоновано також пристрій для здійснення зазначеного способу. 2 н. і 14 з.п. ф-ли, 6 іл.
Up!