Спрямований відбір зразків пластових флюїдів

 

ОБЛАСТЬ ТЕХНІКИ

Справжній винахід ставиться до відбору зразків пластових флюїдів.

ПОПЕРЕДНІЙ РІВЕНЬ ТЕХНІКИ

Для отримання доступу до природних родовищ нафти і газу, а також іншим бажаним матеріалів, прихованим в геологічних формаціях земної кори, в грунті або океанічному дні, як правило, бурять свердловини. Зазвичай бурять свердловину, застосовуючи бурове долото, приєднане до нижнього кінця "бурильної колони". Буровий розчин або розчин" зазвичай закачують через бурильну колону на бурове долото. Буровий розчин змащує і охолоджує бурове долото, а також виносить на поверхню буровий шлам (вибурену породу) в затрубний простір між бурильною колоною і стінкою стовбура свердловини.

Для успішного проведення пошуково-розвідувальних робіт щодо нефтегазоностних родовищ, необхідно володіти інформацією про підземних формаціях (пластах), через які проходить стовбур свердловини. Наприклад, один з прикладів стандартної оцінки пласта відноситься до вимірів пластового тиску та проникності пласта. Ці вимірювання необхідні для прогнозування потужності видобутку (продуктивність) і терміну експлуатації підземного пласта.

Одна з технолнта, керованого тросом (тросовий інструмент) для оцінки властивостей пласта. Тросовий інструмент являє собою вимірювальний інструмент, підвішений на тросі, електрично пов'язаний з контрольною системою, розташованою на поверхні. Інструмент спускають в свердловину, таким чином, щоб він міг вимірювати властивості пласта на заданій глибині. Типовий тросовий інструмент може включати один або більше зондів, які можуть бути притиснуті до стінки стовбура бурової свердловини для встановлення рідинного контакту з пластом. Цей тип тросового інструменту часто називають "опробователем пласту". За допомогою зонда(ів) опробователь пласта вимірює динаміку зміни тиску пластових рідин, генеруючи при контакті з пластовими флюїдами імпульс тиску, який згодом може застосовуватися для визначення пластового тиску та проникності пласта. З допомогою опробователя пласта зазвичай відбирають зразок пластового флюїду, який або транспортується на поверхню для аналізу, або аналізується в свердловині.

Для застосування будь-якого тросового інструменту, будь то інструмент для вимірювання опору, пористості або опробователь пласта, бурильну колону необхідно удаодъемная операція). Далі тросові інструменти необхідно спустити в потрібну зону, зазвичай біля дна або на дні стовбура бурової свердловини. Комбінація операцій видалення бурильної колони і спуску тросового інструменту в стовбур свердловини являє собою тривалі процедури, які можуть тривати кілька годин, якщо не діб, в залежності від глибини стовбура бурової свердловини. У зв'язку з високою вартістю і тривалістю, необхідними для вилучення бурильної колони і занурення тросових інструментів у свердловину, тросові інструменти, як правило, застосовують тільки, якщо інформація є абсолютно необхідною, або коли бурильну колону піднімають з іншої причини, такої як заміна бурового долота або установка обсадної колони, і так далі. Приклади тросових опробователей пластів описані, наприклад, у патентах США№№3934468; 4860581; 4893505; 4936139; і 5622223.

Для уникнення або зведення до мінімуму простоїв, пов'язаних з спускоподъемной операцією бурильної колони, була розроблена інша технологія вимірювання властивостей пласта, згідно з якою інструменти і прилади розташовуються в бурильній системі близько бурового долота. Таким чином, оцінку пласта виробляють в процесі буріння, при це�вимірювання під час буріння) та "LWD" (каротаж під час буріння).

Процес MWD, як правило, відноситься до вимірювання траєкторії бурового долота, а також температури і тиску стовбура бурової свердловини, в той час як LWD відноситься до вимірювання параметрів або властивостей пласта, серед інших, таких як опірність, пористість, тиск, проникність і швидкість з акустичного каротажу. Дані, отримані в реальному часі, такі як пластовий тиск, сприяють встановленню маси і композиції бурового розчину, а також вибору швидкості буріння та осьового навантаження на бурове долото в процесі буріння. Хоча для фахівців в даній області техніки LWD і MWD мають різні значення, ця різниця для даного опису не є принциповою, і тому в даному описі різниця між цими двома термінами не розглядається.

Оцінка пласта, або в процесі роботи з тросовим інструментом або при бурінні, часто вимагає забору пластового флюїду в свердловинний інструмент для тестування та/або відбору проб. Різні пристрої для відбору проб, зазвичай звані зондами (пробниками) виступають з свердловинного інструменту для встановлення рідинного контакту з пластом, оточуючим стовбур свердловини і забору флюїду в свердловинний інструмент. Типові�вздовж бічної стінки стовбура бурової свердловини. Гумовий пакер кінця зонда застосовують для ізолювання від бічної стінки стовбура бурової свердловини. Інший прилад, застосовуваний для ізолювання бічної стінки стовбура бурової свердловини, відомий як подвійний пакер. У подвійного пакера два еластомерних кільця проходять в радіальному напрямку щодо інструменту для ізоляції частини стовбура бурової свердловини між ними. Кільця утворюють ущільнення зі стінкою стовбура свердловини і дозволяють закачувати флюїд в ізольовану частина стовбура свердловини і у вхідний отвір свердловинного інструменту.

Глиниста кірка, що вистилає стовбур свердловини, часто сприяє забезпеченню ізоляції зонда та/або подвійних пакерів зі стінкою свердловини. Як тільки досягнута ізоляція, флюїд з пласта витягується в свердловинний інструмент через вхідний отвір допомогою зниження тиску в скважинном інструменті. Приклади зондів та/або пакерів, застосовуваних у свердловинних інструментах, описані в патентах США№№6301959; 4860581; 4936139; 6585045; 6609568 і 6964301.

Оцінку колектора можна виконувати по відібраним в свердловинний інструмент флюидам, в той час як інструмент залишається у свердловині. В даний час існують технології проведення різних� Однак було виявлено, що при відборі разом з пластовим флюїдом з «зони інфільтрації (проникнення)» пласту або через протікання в глинистої кірки в свердловинний інструмент можуть потрапляти різні забруднення, такі як флюїди стовбура свердловини та/або буровий розчин, переважно у формі фільтрату бурового розчину. Зона інфільтрації є частиною пласта, радіально розташованої за шаром глинистої кірки вистилає стовбур свердловини, куди проникає фільтрат бурового розчину через (частково твердий) шар глинистої кірки. Ці забруднення фільтрату бурового розчину можуть вплинути на якість вимірювань та/або відбору зразків пластових флюїдів. Більш того, високий рівень забруднення може призвести до економічно невигідним перебоїв у роботі свердловини, оскільки буде потрібно додатковий час для отримання результатів випробувань та/або відбору зразків репрезентативних щодо пластового флюїду. Додатково ці проблеми можуть сприяти отримання помилкових результатів, які є помилковими і/або непридатними в розробці родовища. Тому необхідно, щоб пластовий флюїд, що потрапляє в свердловинний інструмент, було б достатньо "чистим" або "незміненим". Иобще.

Були зроблені спроби усунути попадання забруднень в свердловинний інструмент разом з пластовим флюїдом. Наприклад, як показано у патенті США №4951749, для запобігання попадання забруднень в свердловинний інструмент разом з пластовим флюїдом в зонді встановлюють фільтри. Додатково як показано в патенті США №6301959, зонд забезпечують обмежувальним кільцем для відведення забруднених флюїдів з чистого флюїду при його введенні в зонд. Пізніше в патенті США №7178591 як спроби відведення забруднених флюїдів від зонда для зразків, описаний центральний зонд для зразків з кільцевим "обмежувальним" зондом, розташованим по зовнішньої периферії зонда для зразків.

Незважаючи на наявність технологій проведення оцінки пласта і спроб впоратися з забрудненням, зберігається необхідність в управлінні потоками флюїдів через свердловинний інструмент, для зниження їх забруднення при введенні в свердловинний інструмент і/або проходженні через свердловинний інструмент. Необхідно, щоб такі технології забезпечували відведення забруднень з чистого флюїду.

КОРОТКИЙ ОПИС КРЕСЛЕНЬ

Даний опис більш повно пояснюється матеріалами докладного опису з посиланнями на супровідні�менти немасштабировани.

На кресленнях:

Фіг. 1 ілюструє варіант реалізації інструменту для відбору пластового флюїду згідно з цим винаходу, застосовуваного в бурильній колоні;

Фіг. 2 - схематичне зображення варіанти реалізації інструменту для відбору пластового флюїду згідно з цим винаходу, представленого на тросі для роботи з тросовим інструментом;

Фіг. 3 - концептуальне зображення інструменту для відбору пластового флюїду згідно варіантів реалізації цього винаходу;

Фіг. 3a - концептуальне зображення варіанти реалізації інструменту, показаного на Фіг. 3;

Фіг. 3b - концептуальне зображення варіанти реалізації інструменту, показаного на Фіг. 3;

Фіг. 3c - концептуальне зображення варіанти реалізації інструменту, показаного на Фіг. 3;

Фіг. 4 - вертикальну проекцію варіанти реалізації інструменту для відбору пластового флюїду, показаного окремо і розташованого в стволі свердловини;

Фіг. 5 - вертикальну проекцію іншого варіанту реалізації інструменту для відбору пластового флюїду, показаного окремо і розташованого в стволі свердловини;

Фіг. 6 принципова схема гідравлічної і електричної ланцюгів варіанти �ЧТИТЕЛЬНиХ ВАРІАНТІВ ВТІЛЕННЯ ВИНАХОДУ

Слід розуміти, що подальший опис пропонує безліч різних варіантів реалізації або прикладів для виконання різних елементів різних варіантів реалізації. Для спрощення цього опису нижче описуються конкретні приклади компонентів і структур. Очевидно, що вони є лише прикладами і не обмежують домагань винаходу. До того ж у різних прикладах можуть повторюватися цифрові та/або літерні позначення. Це повторення наведено для простоти і ясності і безпосередньо не має зв'язку між різними обговорюваними варіантами реалізації та/або конфігураціями. Більше того, в подальшому описі формування першої ознаки перед другим або після другої ознаки може включати варіанти реалізації, в яких перший і другий ознака формуються в безпосередньому контакті, і можуть включати варіанти реалізації, в яких можуть бути сформовані додаткові ознаки, розташовані між першим і другим ознакою, так що перший і другий ознаки не перебувають у безпосередньому контакті.

У цьому описі терміни "вгору" і "вниз"; "верхній" і "нижній"; та інші аналогічні терміни, що показують відносні положення даної �справжньому винаходу. В додатку до цих термінів, зазвичай, верхньою точкою є поверхня, з якої починається буріння, а нижньою точкою є загальна глибина свердловини.

Фіг. 1 ілюструє систему свердловини, до якої може бути застосовано даний винахід. Свердловина може бути наземною або берегової (шельфової). У системі, наведеної для прикладу, стовбур свердловини або стовбур свердловини 2 формується в підземному пласті(ах), зазвичай позначаються F, за допомогою роторного (обертального) буріння добре відомими способами. У варіантах реалізації цього винаходу, як буде описано нижче, може також застосовуватися похило-спрямоване (вертикальне буріння.

Бурильна колона 4 підвішена в стовбурі свердловини 2 і містить компонування 10 низу бурильної колони, що включає в себе бурове долото 11 у своєму нижньому кінці. Система на поверхні включає в себе систему розміщення 6, таку як платформа, бурова вишка, бурова установка, і тому подібні, розташовані над стовбуром свердловини 2. У варіанті реалізації на Фіг. 1, система 6 включає в себе стіл 7 бурового ротора, провідну бурильну трубу 8, гак 9 і вертлюг 5. Бурильна колона 4 обертається столом 7 бурового ротора (подача электропита колона 4 підвішена на гаку 9, приєднаному до талевому блоку (не показаний), через провідну бурильну трубу 8 і вертлюг 5, який дозволяє бурильній колоні обертатися щодо гака. Добре відомо, що альтернативно може застосовуватися система верхнього приводу.

У прикладі цього варіанта реалізації, система на поверхні додатково включає в себе буровий розчин або розчин 12, зберігається в баку 13 або ємності у місця розташування свердловини. Насос 14 доставляє буровий розчин 12 усередину бурильної колони 4 через канал в вертлюге 5, викликаючи стікання бурового розчину вниз по бурильній колоні 4, як показано стрілкою-покажчиком 1a. Буровий розчин залишає бурильну колону 4 через канали в буровому долоті 11 і потім циркулює вгору через кільцевий простір між зовнішньою поверхнею бурильної колони і стінкою стовбура бурової свердловини, як показано стрілками-покажчиками 1b. Добре відомо, що буровий розчин змащує бурове долото 11 і забирає уламки пласту на поверхню, повертаючись у бак 13 для подальшої рециркуляції.

Компонування 10 низу бурильної колони ("BHA") згідно з поданим варіантом реалізації включає в себе модуль каротажу під час буріння ("LWD") 15, модуль вимірювання під час б�покладений в спеціальному комірі бура, відомому фахівцям в даній області техніки, і може містити один або безліч відомих типів каротажних інструментів. Слід також розуміти, що можуть застосовуватися більш одного модуля LWD та/або MWD, наприклад, як показано для 15A (посилання на модуль 15 по тексту альтернативно увазі посилання на модуль, що позначається символом 15A). Модуль LWD надає можливості вимірювання, обробки і зберігання інформації, а також обміну даними з обладнанням на поверхні. В теперішньому варіанті реалізації модуль LWD містить сенсор вимірювання тиску і сенсор витрати потоку.

Модуль MWD 16 також розташований в спеціальному комірі бура, відомому фахівцям в даній області техніки, і може містити один або більше приладів для виміру характеристик бурильної колони і бурового долота. BHA 10 додатково може містити пристрій (не показано) для генерування електроенергії в системі свердловини. Він, як правило, може включати в себе турбогенератор, що приводиться в дію потоком бурового розчину; слід розуміти, що можуть застосовуватися й інші силові та/або енергоакумулюючих системи, наприклад, батареї або паливні елементи, і так далі. В теперішньому варіанті реалізації модулу на бурове долото, прилад вимірювання крутного моменту, прилад вимірювання вібрації, прилад вимірювання ударного навантаження, прилад вимірювання переривчастого руху, прилад вимірювання напрямку і прилад вимірювання кута нахилу до горизонту.

В даному варіанті реалізації BHA 10 включає в себе поверхневий/місцевий (локальний) комунікативний модуль або блок, як правило, позначається 18. Комунікативний 18 модуль може забезпечувати комунікаційну зв'язок між контролером 19, свердловинними інструментами, сенсорами, тощо. У іллюстріруемих варіанті реалізації контролер 19 являє собою блок електроніки і обробляє блок, який може бути розташований на поверхні. Блок електроніки і обробні блоки для зберігання, отримання, пересилання і/або аналізу даних і сигналів також можуть бути передбачені у вигляді одного або більше модулів.

Контролер 19 може бути системою на основі комп'ютера, що містить центральний процесор ("CPU"). CPU може представляти собою пристрій на основі мікропроцесора, операційно пов'язане з пам'яттю, а також з вхідним і вихідним пристроєм. Вхідний пристрій може являти собою ряд пристроїв, таких як клавіатура, миша, пристрій распознаванияредставлять собою візуальне і/або аудіо пристрої виводу даних, такі як монітор з графічним інтерфейсом. Додатково обробка даних може відбуватися в одному пристрої або декількох пристроях. Контролер 19 може додатково мати властивості передавача і приймача для прийому і передачі сигналів.

У зв'язку з цим особливо ефективною ця система є для управління спрямованим переміщенням або похило спрямованим бурінням". У цьому варіанті реалізації пропонується роторна керована підсистема 17 (Фіг. 1). Похило-аправленное буріння являє собою навмисне відхилення стовбура свердловини від її природного шляху. Іншими словами похило-спрямоване буріння визначається таким управлінням бурильної колоною, коли вона слідує за бажаного маршруту. Похило-спрямоване буріння, наприклад, ефективно при морському (шельфовому) бурінні, тому що дозволяє бурити багато свердловин з однієї платформи. Похило - спрямоване буріння також дозволяє проводити горизонтальне буріння через родовище. Горизонтальне буріння дає можливість подовжити стовбур свердловини для перетину родовища, що збільшує продуктивність свердловини. Система похило-спрямованого бурі запланованої траєкторії буріння з-за непередбачуваних властивостей пластів, де ведеться буріння або відмінностей в силах, давили на бурове долото. Якщо сталося таке відхилення, то для того, щоб направити долото назад на заданий курс, можна застосувати систему похило-спрямованого буріння. Відомий спосіб похило-спрямованого буріння включає застосування роторної системи направленого буріння ("RSS"). RSS бурильна колона обертається з поверхні, а пристрою в свердловині направляють бурове долото бурити в потрібному напрямку. Обертання бурильної колони істотно скорочує випадки зависання колони або заклинювання при бурінні. Роторні системи направленого буріння для буріння похилих стволів свердловин у землі, як правило, підрозділяють на системи, "point-the-bit" чи "push-the-bit". У системі "point-the-bit" вісь обертання бурового долота відхиляється від локальної осі ВНА в загальному напрямку нового стовбура. Стовбур зростає відповідно до звичайної геометрією трьох точок, а саме верхньої і нижньої точок дотику стабілізатора і бурового долота. Кут відхилення осі бурового долота, у поєднанні з кінцевим відстанню між буровим долотом та нижнім стабілізатором, призводить до неколлинеарному стану, необхідного для створення кривої. Є багато приймально�му стабілізатору, або вигин приводного валу бурового долота між верхнім і нижнім стабілізатором. В ідеальному випадку, бурове долото не потрібно для бічного розрізу, тому що вісь вістря постійно обертається в напрямку викривлення стовбура. Приклади роторних систем спрямованого буріння "point-the-bit" і спосіб їх функціонування описані в патентах США№№6401842; 6394193; 6364034; 6244361; 6158529; 6092666 і 5113953, кожен з яких повністю включений в даний опис допомогою посилання. У роторної системи спрямованого буріння "push-the-bit", зазвичай, не має спеціального механізму відхилення осі бура від локальної осі забійній складання. Замість цього потрібне неколлинеарное стан досягається винуждением або тільки верхнього стабілізатора, або тільки нижньої стабілізатора, або обох відразу прикласти ексцентричне зусилля або зміщення в напрямку переважній орієнтації по відношенню до росту стовбура. Також і в цьому випадку є багато способів досягти цього, включаючи не обертаються (по відношенню до стовбура) ексцентричні стабілізатори (підходи, засновані на зсуві) і ексцентричні виконавчі механізми (активатори), прикладають зусилля на бурове долото, направляє його у бажаному напрямку. Також упр�ами дотику. В ідеалізованому вигляді бурове долото потрібно для бічного розрізу для створення викривленого стовбура. Приклади роторних систем спрямованого буріння "push-the-bit" і спосіб їх функціонування описані в патентах США№№5265682; 5553678; 5803185; 6089332; 5695015; 5685379; 5706905; 5553679; 5673763; 5520255; 5603385; 5582259; 5778992; 5971085, кожен з яких повністю включений в даний опис допомогою посилання.

У варіанті реалізації, представленому на Фіг. 1, BHA 10 додатково включає інструмент для відбору проб або модуль 20, згідно з одним або більше аспектів, описаних нижче в деталях. Хоча інструмент для відбору проб 20 може розглядатися як пристрій або модуль LWD в деяких варіантах реалізації цього винаходу, для зручності він розглядається окремо.

Звертаючись до Фіг. 2, 20 інструмент для відбору проб, описуваний для прикладу, розміщується в свердловині в якості внутрискважинного інструменту, керованого тросом, тобто підвішений в стовбурі свердловини 2 на тросі 22, який містить щонайменше один кондуктор і який намотується на поверхні землі. Близько поверхні трос 22 комунікативно пов'язаний з електронною системою і системою 19 обробки даних. Інструмент 20 може додатково включати в себе ком�б, який можна вважати опробователем пласта, сконструйований таким чином, що він може герметизувати або ізолювати одну або більше частин стовбура стінки свердловини 2, щоб отримати можливість контакту з флюїдами прилеглого шару F та/або відібрати зразки флюїдів з пласта F. Відповідно, 20 інструмент для відбору проб може включати одне або більше розширюються ланок для формування зони відбору проби, з якої пластовий флюїд 26 може бути відібраний у 20 інструмент для відбору проб. В деяких варіантах реалізації, витягнутий таким чином пластовий флюїд 26 може бути витягнутий в стовбур свердловини по каналу або відправлений в одну або більше ємностей 28 і 30 для збору флюїду. Інші компоненти (32) такі як, без обмеження насоси, такі як насоси перепаду тиску і насоси в свердловині для накачування пакерів, поршні перепаду тиску, напірні контейнери, електроніка, джерела енергії тощо, також можуть розміщуватися в корпусі 24. В ілюстрованому прикладі контролер 19 та/або контрольна система свердловини сконструйована для контролю роботи інструменту 20 для відбору проб і/або відбору проби флюїду з пласта F.

На Фіг. 3 показано концептуальне зображення ваализации 20 інструмент для відбору проб являє собою фокусовані інструмент для відбору проб, містить корпус 24 інструменту, який включає один або більше розширюються пакерів 34, зону 36 відбору проби і противолежащие зони 38, 40 очищення, розташовані на протилежних сторонах від зони 36 відбору проби. У цьому прикладі зона 38 очищення розташована вище зони відбору 36 проби, а зона 40 очищення розташована нижче зони 36 відбору проби відносно поверхні свердловини (Фіг. 1 і 2). Пакера 34 не обов'язково можуть бути надувними, замість цього вони можуть бути механічними пристроями, аналогічно експлуатаційним пакерам. Інструмент 20 для відбору проб передбачає вхідний отвір чи канал 42 для відбору проби в рідинному контакті з зоною 36 відбору проби. В інструменті 20 для відбору проб додатково передбачені вхідні отвори або канали 44 очищення, розташовані в зонах 38 і 40 очищення. Як додатково описується нижче, кожен канал 42, 44 приєднаний до потокової лінії 26 перенесення чистого пластового флюїду і відпрацьованого флюїду згідно з їх відповідним інтервалам відносно точки розміщення, яка може бути розташована всередині інструменту або поза інструменту. Одна або більше ліній 54, 56 для оцінки протікає через нього флюїду можуть бути пов'язані з сенсором 62, наприклад, для оптичного �диальном напрямку від корпусу 24 і герметично прилягає при цьому до стінки стовбура бурової свердловини 2. Пакер 34 може бути виготовлений з різних матеріалів і мати різні конфігурації. Наприклад, пакер може містити перший комірець, приєднаний до корпусу 24, і другий комірець, ковзний по корпусу 24, і розташований на ньому еластомерний матеріал. Розширюваний матеріал може включати або розміщуватися з балоном, здатним надуватися при введенні середовища під тиском. В деяких варіантах реалізації пакер 34 може розширюватися іншими способами, ніж надування. Пакер 34 може включати в себе один або більше шарів еластомерного матеріалу, зміцнюючі кабелі, планки і тому подібне.

При розширенні пакера(ів) 34 шляхом надування або іншими способами, до герметичного контакту зі стінками стовбура бурової свердловини 2, між стінкою стовбура свердловини і інструментом 20 в зоні 36 відбору проби і зонах 38, 40a очищення встановлюється порожній або відкритий ділянку. В рамках цього опису формування порожнього або відкритої ділянки і фізичний елемент позначаються однаково. Наприклад, назва «зона 36 відбору проби» використовується для позначення фізичної частини інструменту 20 і ізольованого об'єму, утвореного в зоні 36 відбору проби, після розтягування пакера(ів) 34. Аналогічно, зони 38 і 40 �муся в цій частині інструменту 20.

Зона 36 відбору проби і зони 38, 40 очищення виявляються відокремленими один від одного, при активуванні зазначених одного або більше пакерів і їх радіальному розширення в напрямку до стінок стовбура бурової свердловини. Зона 36 відбору проби обмежена верхньою секцією 34a пробоотборного пакера і нижньою секцією 34b пробоотборного пакера. В деяких варіантах реалізації після розтягування пакера(ів) 34 формується зона 36 відбору проб тороїдальної форми, по суті, по колу стовбура бурової свердловини 2. Аналогічно зоні 36 відбору проб зона 34 очищення визначається верхньою секцією 34c обмежувального пакера і верхньою секцією 34a пакера відбору проби, а зона 40 очищення визначається нижньою секцією 34b пакера відбору проби і нижньою секцією 34d обмежувального пакера.

Після розташування в цій зоні і активації 20 інструмент для відбору проб утворює зону 36 проби, ізольований від іншої частини стовбура бурової свердловини верхнім обмежувальним інтервалом 46 і нижнім обмежувальним інтервалом 48. Верхній обмежувальний інтервал 46 включає в себе секцію 34c верхнього обмежувального пакера, зону 38 очищення, і верхню секцію 34a пакера відбору проби. Нижній обмежувальний інтервал 48 включає в себе секциюить, що герметизуючі ділянки 34a, 34b, 34c і 34d пакера можуть бути неоднаковою довжини. Відносну довжину можна вибрати, беручи до уваги, критерії свердловини та пласту. Наприклад, як показано на Фіг. 3 і 4, секції 34c і 34d обмежувального пакера мають в осьовому напрямку довжину, що перевищує довжину секції 34a і 34b пакерів відбору проб. Відносно менші осьові довжини секцій 34a і 34b пакерів відбору проби можуть обумовлювати скорочення довжини інструменту 20. Цей варіант може бути спрощено, наприклад, якщо тиск у зонах 38 і 40 очищення і зоні 36 відбору проби, по суті, однаково. Також показано, що осьова ширина і площа зони 36 очищення може змінюватись в залежності від умов конкретної свердловини. Наприклад, на Фіг. 3 і 4 показана зона 36 відбору проби має значно більшу осьову ширину порівняно з цією величиною в випадку, описаному Фіг. 5. Може бути необхідним зменшення площі поперечного перерізу зони 36 відбору проби, наприклад, якщо рідина зі стовбура бурової свердловини не витиснился після розтягування пакера(ів) 34 та/або флюїд стовбура бурової свердловини постійно забруднює зону 36 відбору проби.

Як було описано вище, зона 36 відбору проби і обмежувальні інтервали 46 і 48 можуть бути сформовані� 34a, 34b, 34c і 34d.

Рідинні контакти між каналами зони 44 очищення і каналами 42 зони відбору проби і потоковими лініями 54 очищення і потоковими лініями 56 відбору проби, що знаходяться усередині корпусу 24 можуть бути здійснені способами добре відомими в даній галузі техніки, наприклад, за допомогою жорстких телескопічних трубопроводів, жорстких навісних трубопроводів і/або гнучких трубопроводів.

На Фіг. 3a показаний варіант реалізації інструменту 20 для відбору проб пластового флюїду, розташованого в стволі свердловини 2. У цьому варіанті реалізації рідинні контакти між каналами 44 очищення, каналами 42 відбору проби і потоковими лініями 54 очищення і потоковими лініями 56 відбору проби полягають в одній або більше трубах 300, розташованих поза корпусу 24 і забезпечують рідинний контакт з корпусом 24 поза профілю пакера(ів). Для герметизації труби 300 можуть з'єднуватися між собою за допомогою гумової прокладки. Відстань D може бути підібрано таким чином, щоб мінімізувати вигин труб 300.

На Фіг. 3b показаний інший варіант реалізації інструменту 20 для відбору проб пластового флюїду. У цьому варіанті реалізації мають безліч фільтрів 310 в інтервалах між різними частинами 34a-d�, розміщений у стовбурі свердловини 2. В цьому альтернативному варіанті реалізації верхня обмежувальна 46 секція включає в себе два обмежувальних інтервалу 38, 38', а нижня обмежувальна секція 48 також включає в себе два обмежувальних інтервалу 40, 40'. Цей конкретний варіант реалізації може бути корисним, якщо бажано обмежити перепад тисків в будь-якій з частин пакера, здійснює ущільнення зі стовбуром свердловини 2. Наприклад, змінюючи тиск в обмежувальному інтервалі 38, до проміжного стану між тиском в інтервалі 36 проби і тиском в обмежувальному інтервалі 38' різниця тиску в секції 34а верхнього пакера відбору проби може бути зведена до мінімуму, або контролюватися інакше.

На Фіг. 4 показаний варіант реалізації інструменту 20 для відбору проб пластового флюїду, розташованого в стволі свердловини 2. У цьому варіанті реалізації верхній обмежувальний інтервал 46 забезпечується першим розширюється пакером 34', а нижній обмежувальний інтервал 48 забезпечується другим розширюється пакером 34". Верхній обмежувальний інтервал 46 і нижній обмежувальний інтервал 48 будуть описані далі на прикладі верхнього обмежувального інте�ерхняя секція 34a пакера відбору проби сформовані за допомогою і в результаті розширення пакера 34'. Зона 38 очищення визначається секцією пакера 34', який не розширюється радіально до діаметру, на відміну від секцій 34c і 34a. В деяких варіантах реалізації елемент 50 може розташовуватися близько пакера для запобігання повного радіального розширення пакера. Наприклад, елемент 50 може представляти собою стримуючий засіб, таке як одне або більше з наступного: шнури, стрічки, пластинки або тому подібне для запобігання розширення цієї частини пакера. В деяких варіантах реалізації пакер може бути виготовлений з матеріалу, що розширюється, наприклад, у відповідь на збільшення температури, що реагує на тепло або хімікати. Частина пакера, утворює зону 38, може бути виготовлена з матеріалу, що володіє меншим радіальним розширенням. Зниження тенденції до розширення може бути забезпечено типом матеріалу і/або початковим зовнішнім діаметром матеріалу.

Канал 44 очищення забезпечується через пакер 34' в зоні 38 очищення. Пакера 34' і 34" віддалені один від одного, утворюючи зону 36 відбору проби. Канал 42 відбору проби у цьому варіанті реалізації формується через корпус 24 в зоні відбору проби 36.

На Фіг. 5 показаний інший варіант реалізації інструменту 20 для відбору проб, розташованого в стволі буро34с верхнього обмежувального пакера, функціонально розташовується на корпусі 24. Другий або середній пакер 34" розташовані нижче верхнього пакера 34' і відділений від нього, утворюючи верхню зону 38 очищення між ними. Канал 44 очищення проходить через корпус 24 в зоні 38 очищення. Третій пакер 34"'розташований на корпусі 24 нижче другого пакера 34" і відділений від нього, утворюючи зону 40 очищення. Канал 44 очищення передбачений у 40 зони очищення.

У цьому варіанті реалізації середній пакер 34" забезпечує верхню і нижню секції 34a, 34b пакера відбору проби і зону 36 відбору проби. У цьому варіанті реалізації зона 36 відбору проби не розширюється радіально, а секції 34a і 34b пакерів відбору проби розширюються, утворюючи зону 36 відбору проби тороїдальної форми близько корпусу 24. Зона 36 відбору проби може бути сконструйована різними способами, такими як вищеописані, для обмеження розширення в радіальному напрямку щодо протилежних секцій 34a і 34b пакера відбору проби.

На Фіг. 6 показаний варіант реалізації принципової гідравлічної і електронної схеми інструменту 20 для відбору проб, в цілому позначеної номером 52. Схема 52 може забезпечуватися одним або більше модулів інструмента 20 для відбору проб. Схема 52 може включати в себе контролер 19, потокові чи�і розташовується від каналу 44 очищення до каналу 58 розвантаження. Потокова лінія 56 відбору проби може перебувати в рідинному контакті з каналом 42 відбору проби і одного або більше камерами 28, 28a і 30, 30a для відбору проби через клапани 64. Камери для відбору проби можуть бути з однієї або двох сторін оснащені насосами 60. Насос 60 може бути передбачений у лінії 56 для подачі флюїду в канал 42. Насос 60a також може знаходитися в рідинному контакті з лінією 58 очищення. Насоси 60 і 60a можуть бути насосами, що працюють в обох напрямках (реверсивні насоси). В деяких варіантах реалізації єдиний насос 60 може бути з'єднаний з усіма або деякими лініями.

Схема 52 може включати в себе один або більше сенсорів 62 флюїду функціонально сполучених з лініями 56 відбору проби і лініями 58 очищення. Приклади сенсорів 62 флюїду включають в себе, без обмеження, хімічні сенсори, оптичні аналізатори флюїду, оптичні спектрометри, пристрої ядерного магнітного резонансу (зонди ядерно-магнітного каротажу) - в більш загальному плані пристрої, що надають інформацію щодо композиції прокачуваного флюїду - пристрої, що вимірюють термодинамічні параметри флюїду, кондуктометри, денситометри, віскозиметри, прилади вимірювання витрати і об'єму, сенсори д� камери 28 і 30 для відбору проби, показано з обох сторін насоса. Фазові зміни і зміни властивостей, що відбуваються при прокачуванні флюїду насосом, можуть зажадати дублювання сенсорів і камер для відбору проби.

Далі буде наведено приклад застосування способу функціонування інструменту 20 для відбору проб з посиланням на Фіг. 1-6. Інструмент 20 для відбору проб поміщений в стовбурі свердловини 2 за допомогою, наприклад, бурильної колони 4 або троса 22 внутрискважинного інструменту або насосно-компресорної труби (НКТ), наприклад, колтюбинга (не показана), і розташований безпосередньо біля цікавить зони пласта F. Пакер(и) 34 приведені в дію і розширені до примикання до стінки стовбура бурової свердловини 2. В деяких варіантах реалізації рідина спочатку витягують одну з будь-якої зони 38, 40 очищення або в зону 36 відбору проби, щоб переконатися у встановленні ущільнення (ізоляції) між окремою зоною(ами) і стінкою стовбура бурової свердловини 2 і, додатково, що зони 38,40 очищення і зона 36 відбору проби ізольовані щодо параметра тиску. Після підтвердження герметизації та ізоляції щодо тиску рідина витягують з іншої зони до тих пір, поки підтверджено ущільнення даної зони зі стінкою стовбура бурово�та в зонах 38, 40 очищення і канал 42 відбору проби в зоні 36 відбору проби. Швидкості, з якими флюїд витягується в зонах 38, 40 очищення і зоні 36 відбору проби, можуть змінюватися у відповідності з даними вимірювань сенсорами 62 флюїдів у потокових лініях очищення 54 і потокових лініях відбору проби 56 для досягнення оптимальної швидкості очищення флюїду і якості в зоні 36 відбору проби. Після підтвердження того, що протікає через потокову лінію 56 флюїд відповідає необхідному флюїду 26, камери 28, 30 відбору проби можуть бути наповнені флюїдом 26 і закриті герметизуючими клапанами 64a. В деяких варіантах реалізації рідина спочатку прокачують в канали 44 очищення і аналізують сенсорами 62 в лініях 54 очищення. Після підтвердження того, що рідина, що протікає в лініях 54, відповідає необхідному флюїду 26, може початися перекачування через канал 42 відбору проби для подальшого тестування та аналізу.

В деяких варіантах реалізації, що включають більше одного пакера 34, наприклад, у варіанті реалізації, показаному на Фіг. 5, може бути бажано забезпечити розширення одного пакера, після того, як один або більше пакерів були поміщені на місце. Наприклад, у варіанті реалізації на Фіг. 5 може бути бажано забезпечити розширення сбеспечить розширення пакера 34", коли чистий пластовий флюїд 26 витягується для додаткового обмеження зони 36 відбору проби від забруднення.

Відповідно пропонуються пристрої і способи проведення оцінки пласта та отримання чистого пластового флюїду. Один з варіантів реалізації пристрою для отримання флюїду в положенні усередині стовбура бурової свердловини, проникаючого в підземний шар, що включає в себе корпус, пристосований для розміщення в стовбурі свердловини на засіб транспортування, обладнаному одним або більше розширюються пакерами, забезпечують зону відбору проби, розташовану між верхньою зоною очищення і нижній зоною очищення, при розширенні примикають до стінки стовбура свердловини; верхній канал очищення, передбачений у верхній зоні очищення; нижній канал очищення, передбачений у нижньому каналі очищення; щонайменше одну лінію очищення флюїду в рідинному контакті з верхнім і нижнім каналами очищення; вхідний отвір для відбору проби, передбачене в зоні відбору проби і лінію відбору проби в рідинному контакті з вхідним отвором для відбору проби для вилучення флюїду із зони відбору проби.

Приклад варіанту реалізації інструменту для відбору проб пластового чає в себе корпус, пристосований для розміщення в стовбурі свердловини на засіб транспортування; один або більше розширюються пакерів, що забезпечують верхній обмежувальний інтервал і нижній обмежувальний інтервал; зону відбору проби, передбачену між верхнім і нижнім обмежувальними інтервалами, коли один або більше розширюються пакерів розширюється, примикаючи до стінки стовбура свердловини; і лінію відбору проби в рідинному контакті з зоною відбору проби для вилучення флюїду із зони відбору проби.

Варіант реалізації способу для відбору проб пластового флюїду для отримання флюїду в положенні усередині стовбура бурової свердловини, проникаючого в підземний шар, що включає етапи, на яких розміщують інструмент для відбору проб, з пакером в стовбурі свердловині на засіб транспортування; забезпечують розширення пакера з утворенням зони відбору проби між верхнім обмежувальним інтервалом і нижнім обмежувальним інтервалом; витягують флюїд з верхнього обмежувального інтервалу і нижнього обмежувального інтервалу; і витягують рідина із зони відбору проби.

Вищевикладений матеріал окреслює ознаки деяких варіантів реалізації винаходу, щоб спеці�сти техніки можуть використовувати даний опис в якості основи для моделювання або модифікації інших процесів і структур для досягнення одних і аналогічних цілей і/або переваг чи варіантів реалізації, представлених в описі. Фахівцям в даній області техніки очевидно, що такі еквівалентні конструкції знаходяться в обсязі винаходу, і не виходять за рамки обсягу домагань цього винаходу, і припустимі різні зміни, заміщення та перебудови в дусі винаходу, не виходячи за рамки обсягу домагань цього винаходу.

1. Спосіб отримання проби флюїду в положенні усередині стовбура бурової свердловини, що проходить в підземному пласті, в якому
розміщують інструмент для відбору проб, з пакером, в стовбурі свердловини на засіб транспортування;
забезпечують розширення пакера з утворенням зони відбору проби між верхнім обмежувальним інтервалом і нижнім обмежувальним інтервалом;
витягують флюїд з верхнього і нижнього обмежувальних інтервалів;
витягують рідина із зони відбору проби, причому щонайменше два з верхнього обмежувального інтервалу, нижнього обмежувального інтервалу і зони відбору проби мають рідинну ізоляцію один від одного за допомогою однієї або більше секцій пакера.

2. Спосіб за п. 1, який відрізняється тим, що:
верхній обмежувальний інтервал включає в себе верхню зону очищення, утворену між верхньою слючает в себе нижню зону очищення, утворену між нижньою секцією пакера відбору проби і нижньою секцією обмежувального пакера відбору проби;
зона відбору проби сформована між верхньою і нижньою секціями пакера відбору проби.

3. Спосіб за п. 1 або 2, який відрізняється тим, що пакер включає в себе верхній пакер і нижній пакер.

4. Спосіб за п. 3, який відрізняється тим, що пакер додатково включає в себе середній пакер, розташований між верхнім і нижнім пакерами.

5. Спосіб за п. 1 або 2, який відрізняється тим, що засіб транспортування включає в себе одне з перерахованих: трос для внутрискважинного інструменту, бурильну колону насосно-компресорної труби.

6. Інструмент для відбору проб пластового флюїду, що містить:
розширюється пакер, що має область відбору проб, розташовану в корпусі пакера і між першою секцією пакера і другою секцією пакера, причому область відбору проб містить впуск для відбору проби в рідинної зв'язку з пластом, у разі якщо пакер є розширеним, і отвір очищення, розташоване по вертикалі на відстані над або під областю відбору проб і рідинно-ізольоване від впуску для відбору проби за допомогою першої секції пакера або другої секції пакера, причому отвір оч�запропоновано в корпусі пакера.

8. Інструмент з п. 7, додатково містить друге отвір очищення, розташоване в корпусі пакера і в рідинної зв'язку з пластом, у разі якщо пакер є розширеним.

9. Інструмент з п. 8, в якому отвір очищення є рідинно-ізольованим від впуску для відбору проби за допомогою першої секції пакера або другої секції пакера, і друге отвір очищення є рідинно-ізольованим від впуску для відбору проби за допомогою другої секції пакера.

10. Інструмент з п. 6, в якому пакер доставляється одним з провідної лінії, бурової колони, насосно-компресорної колони.



 

Схожі патенти:

Комплекс для відбору проб газу

Винахід відноситься до гидрогеохимическим досліджень свердловин і призначений для відбору спонтанного і розчиненого у воді газу, що виділяється в різних генетично різнорідних шарах торфу з різних фіксованих по глибині горизонтів торф'яної поклади. Технічним результатом є спрощення конструкції. Комплекс містить обсадну трубу свердловину, циліндричний пробовідбірник, що складається з трьох основних частин, верхня частина - камера-колектор, середня - сполучна муфта з внутрішньою різьбою і проточкою, що з'єднує нижню і верхню частини, нижня частина - камера-приймач для накопичення в ній газу, що надходить через бічні отвори обсадної труби свердловини, камери приймача і колектора закриті кришками, зверху сполучної муфти розташована нагнітальна трубка, знизу - приймальна трубка, над якою розміщено кулька-клапан, верхня нагнітальна трубка проходить через камеру-колектор, кришку і виведена назовні, на ній розташовані впускний ніпель-клапан для нагнітання повітря в камеру - колектор і запобіжний ніпель-клапан для скидання надлишкового тиску повітря, пневматичні камери розташовані одна вище, інша нижче приймальних отворів в корпус�го кількості труб, з'єднаних між собою зовнішніми різьбовими муфтами в одну, з бічними отворами однакового діаметра, рівномірно розташованими по довжині обсадної труби свердловини. 3 іл.

Комплекс для відбору проб води і спосіб його роботи

Винахід відноситься до техніки визначення витрат і періодичного відбору проб води з різних фіксованих по глибині горизонтів торф'яної поклади. Технічним результатом є спрощення конструкції. Комплекс містить обсадну трубу свердловину з конусним наконечником і водоприймач. Причому пробовідбірник містить циліндричний корпус, на якому розташовані дві еластичні гумові манжети з діаметром, рівним діаметру свердловини, стінки циліндричного корпусу виконані бічні отвори - середнє - для прийому води з робочого горизонту і розташоване між двома манжетами, верхнє розташоване над верхньою манжетою, нижнє - під нижньої манжетою, верхнє і нижнє отвори - транзитні і з'єднані між собою трубкою, що проходить всередині циліндричного корпусу пробовідбірника, нижня частина циліндричного корпусу з'єднана з водоприймачем через фланець, прикріплений до циліндричного корпусу, верхня частина циліндричного корпусу з'єднана з кронштейном для підйому пробовідбірника і сполученого з ним водоприймача, діаметр якого менше, ніж внутрішній діаметр обсадної труби свердловини, обсадна труба-свердловина - це труби від одиниці до N, сполучені між собою на

Обладнання гирла свердловини

Винахід відноситься до нафтогазовидобувної промисловості, зокрема до устьевому обладнання свердловин. Технічним результатом є підвищення якості відібраної проби і виключення необхідності приварки відведення з пробовідбірником на манифольдной лінії. Обладнання гирла свердловини включає корпус, клапан-відсікач, гирлової сальник і пробовідбірник. Пробовідбірник встановлений зовні корпусу і виконаний у вигляді порожнього заглушеного циліндра з поршнем. Пробовідбірник забезпечений регулювальним пристроєм, що створює протитиск. Регулювальне пристрій може бути виконано у вигляді регульованого клапана або у вигляді набору вантажів. 3 з.п. ф-ли, 3 іл.

Обладнання гирла свердловини

Винахід відноситься до нафтогазовидобувної промисловості, зокрема до устьевому обладнання свердловин для одночасно-роздільної експлуатації двох об'єктів. Технічним результатом є спрощення монтажу ущільнювального ніпеля, підвищення якості відібраної проби і виключення зварювальних робіт на гирлі свердловини для приварки пробоотборних кранів з відводами. Обладнання гирла свердловини включає трубодержателі першого і другого рядів труб, ущільнювальний ніпель першого ряду і пробовідбірники. Ущільнювальний ніпель виконаний у вигляді втулки з конусними поверхнями на кінцях. У трубодержателях першого і другого рядів виготовлені фаски, виконані з можливістю герметичного взаємодії з відповідними конусними поверхнями ущільнювального ніпеля. Кожен пробовідбірник виконаний у вигляді порожнього заглушеного циліндра з поршнем і забезпечений регулювальним пристроєм, що створює протитиск. Регулювальне пристрій може бути виконано у вигляді регульованого клапана або у вигляді набору вантажів, що встановлюються на поршень або циліндр. 3 з.п. ф-ли, 2 іл.

Вимірювання вмісту газу в нетрадиційних колекторських породах

Винахід відноситься до вимірювання загального вмісту газу в нетрадиційних колекторських породах, таких як нетрадиційні газоносні пласти-колектори, які можуть зустрічатися в осадових породах, вулканічних або метаморфічних породах. Технічним результатом є підвищення надійності і точності способу та пристрою для вимірювання Загального вмісту газу в нетрадиційній колекторської породі. Спосіб включає етапи буріння свердловини в інтервалі вимірювання в пласті-колекторі для освіти об'єму бурового розчину в кільцевому просторі, який містить уламки вибуреної породи і газ. При цьому обсяг кільцевого простору має передній край і задній край, відведення переднього краю обсягу кільцевого простору таким чином, щоб відбувалося уловлювання всього обсягу кільцевого простору в дегазаційної системи для зберігання без подвергания його впливу атмосфери, переривання відведення обсягу кільцевого простору після уловлювання переднього краю обсягу кільцевого простору в дегазаційної системи для зберігання з метою визначення кількості газу в розрахунку на кільцевій обсяг; а також розрахунку in-situ Загального обсягу газу в пласті-колекторі з урахуванням �го простору. 4 н. і 21 з.п. ф-ли, 2 іл.

Аналіз фазового поведінки із застосуванням микрофлюидной платформи

Винахід відноситься до способу і системи для аналізу властивостей флюїдів у микрофлюидном пристрої. Рідина вводиться під тиском в мікроканал, і в ряді місць, розташованих уздовж микроканала, оптично детектуються фазові стани флюїду. Газоподібна і рідка фази флюїду розпізнаються на основі безлічі оцифрованих зображень флюїду в микроканале. Дворівневі зображення можуть створюватися на основі оцифрованих зображень, і на основі дворівневих зображень можна оцінювати частку рідини або газу у флюиде в залежності від тиску. На основі детектируемая фазових станів флюїду можна оцінювати властивості, такі як значення в точці початку кипіння і/або розподіл об'ємного співвідношення фаз флюїду в залежності від тиску. 2 н. і 21 з.п. ф-ли, 19 іл.

Спосіб визначення равновесности хімічного складу болотних вод від гідродинамічних умов їх

Винахід відноситься до гідродинамічним та гідрохімічними дослідженнями вод торф'яних ґрунтів. Технічним результатом є визначення зміни хімічного складу болотних вод на глибині торф'яної поклади в умовах гідродинамічного режиму в часі. У способі визначають закономірність розподілу сукупності коефіцієнтів равновесности за різні періоди протікання односпрямованих процесів, що характеризують зв'язок хімічних і гідродинамічних процесів, що протікають по товщині торф'яної поклади. Комплексом для відбору проб визначають витрати води, що надходить. Методом уніфікації виробляють розрахунок коефіцієнтів равновесности отриманих даних. Приводять їх в одноманітний, безрозмірний вигляд методом математичного узагальнення. Зміна сукупності коефіцієнтів равновесности дозволяє ефективно оцінювати ступінь і динаміку зміни хімічного складу води та її гідродинамічного режиму від тривалості та інтенсивності процесів. Зберігається взаємозв'язок коефіцієнтів равновесности, розподілених у часі і глибині, показує равновесность екосистеми боліт. 8 табл., 9 іл.

Пристрій і спосіб для моделювання конструкції та експлуатаційних характеристик свердловин

Група винаходів відноситься до моделювання конструкції та експлуатаційних характеристик свердловин, а також до моніторингу свердловин. Спосіб оцінки частки припливу флюїду з кожної продуктивної зони многозонной експлуатаційної свердловини включає визначення тиску на гирлі свердловини. Отримують інтегровану індикаторну криву (IPR1), що відображає співвідношення між тиском і дебітом флюїду з першої продуктивної зони, і інтегровану індикаторну криву (IPR2), що відображає співвідношення між тиском і дебітом флюїду з другої продуктивної зони. Отримують значення для інтегрованої індикаторної кривої в точці змішування (IPRc) з допомогою IPR1 і IPR2. Визначають у точці змішування початкову частку припливу флюїду з першої продуктивної зони і початкову частку припливу флюїду з другої продуктивної зони. Отримують першу сумарну криву відтоку (TPR1), що відображає співвідношення між тиском і дебітом флюїду, що рухається, з точки змішування в напрямку гирла. Визначають у точці змішування з допомогою IPRc і TPR1 першу частку припливу флюїду з першої продуктивної зони (Q11) і першу частку припливу флюїду з другої продуктивної зони (Q21). Машиночитаемий носій, доступний для процесора, що містить програму, ко�ності оцінки частки припливу з продуктивної зони. 2 н. і 18 з.п. ф-ли, 5 іл.

Свердловинні системи датчиків і відповідні способи

Група винаходів відноситься до області відбору проб з геологічних пластів і аналізу при оцінюванні та випробуванні пластів. Технічним результатом є удосконалення свердловинних систем датчиків, щоб зробити системи більш гнучкими і пристосованим для свердловинних застосувань. Модуль датчиків для вимірювальної установки, сконфігурованої для свердловинної роботи, всередині свердловини. Модуль датчиків містить набір датчиків, що має безліч датчиків для вимірювання параметрів пласта, і керуючу систему для виборчої та незалежної роботи кожного датчика з набору датчиків. Кожен датчик з набору датчиків налаштований або розроблений як дискретний елемент датчика для індивідуальної незалежної зв'язку і управління. Кожен датчик з набору датчиків може мати пов'язаний з ним модуль електроніки, який забезпечує стандартизованную зв'язність електроніки з керуючою системою. 5 н. і 21 з.п. ф-ли, 6 іл.
Винахід відноситься до нафтової промисловості і може знайти застосування при визначенні обводненості продукції нафтовидобувної свердловини. Технічний результат, спрямований на підвищення точності визначення обводненості продукції свердловини. Визначення проводять в свердловині, яку постачають колоною насосно-компресорних труб з электроцентробежним насосом і зворотним клапаном на кінці. Для визначення обводненості вибирають щілину, розташовану в районі середини нафтового покладу, з режимами видобутку, близькими до середніх по поклади. Свердловину експлуатують не менше часу виходу на робочий режим. Зупиняють свердловину і проводять технологічну витримку до відділення від продукції свердловини газу, розшарування на нафту і воду. Виконують вимірювання висоти стовпа рідини, за взаиморасположению ліній розділу середовищ рідина - газ і вода - нафта визначають об'ємне значення обводненості.
Up!