Исследование буровых скважин: ..уровня жидкости – E21B 47/047

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

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к мониторингу и управлению добывающей нефтяной скважиной. Технический результат направлен на повышение нефтедобычи, коэффициента извлечения нефти (КИН) из пласта или нескольких пластов, дренируемых скважиной, за счет произведения прямого замера параметров газожидкостного столба на различных его уровнях, управления производительностью погружного насоса и дебитом нефтедобычи с учетом наиболее благоприятных условий нефтеотдачи пласта. Способ мониторинга и управления добывающей нефтяной скважиной, в котором осуществляют контроль параметров погружного насоса, предусматривают мониторинг параметров газожидкостного столба в скважине в области погружного насоса. Для чего размещают датчики на насосно-компрессорной колонне у погружного насоса. Получают результаты измерений на поверхность, обрабатывают и используют эти результаты для управления погружным насосом при нефтедобыче. При этом мониторинг параметров газожидкостного столба в скважине осуществляют на различных его уровнях, включая положение динамического уровня и его расстояние до погружного насоса. Датчики размещают на нескольких фиксированных уровнях насосно-компрессорной колонны (НКТ). Предусматривают размещение на НКТ твердотельных батарей для автономного электрического питания. Эти возможности и результаты используют при управлении производительностью погружного насоса для поддержания депрессии и параметров газожидкостного столба в скважине, соответствующих равновесию между дебитом нефтеотдачи пласта или пластов и дебитом нефтедобычи скважины при максимально допустимой производительности насоса. 12 з.п. ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к оценке уровня жидкости в нефтяных скважинах и может быть использовано для определения и контроля статического и динамического уровней скважинной жидкости, например, в нефтяной скважине. Технический результат направлен на определение уровня жидкости в скважине с высокой температурой, добывающей высоковязкую нефть. Способ включает размещение оптоволоконного кабеля в эксплуатационной колонне, определение температуры по стволу скважины, построение графика зависимости температуры от глубины скважины, выделение на графике скачка температуры минимум на 10 градусов, ближайшего к устью скважины, определение глубины уровня жидкости в скважине как соответствующего глубине выделенного скачка температуры. 1 ил.

Изобретение относится к оценке уровня жидкости в нефтяных скважинах и может быть использовано для определения и контроля статического и динамического уровней скважинной жидкости, например, в нефтяной скважине. Техническим результатом является повышение точности определения уровня жидкости в скважине. Для этого формируют импульсный акустический сигнал на устье скважины в межтрубном пространстве. Принимают отраженный от жидкости акустический эхосигнал. Преобразовывают его в электрический сигнал. Определяют время прохождения акустического сигнала от устья скважины до уровня жидкости, положения участков с повышенной и пониженной акустической плотностью газа, изменения распределения скорости звука и положения нештатных пространственных неоднородностей. Определяют уровень жидкости в зависимости от значений скорости звука на участках скважин и времени прохождения акустического сигнала от устья скважины до уровня жидкости. При этом электрический сигнал подвергают аналого-цифровому преобразованию, а оцифрованный сигнал подвергают преобразованию Фурье на каждом текущем участке эхограммы в соответствии с математической формулой. Осуществляют построение графического изображения спектрограммы в виде трехмерной поверхности, на которой определяют расположение штатных и нештатных неоднородностей межтрубного пространства. Определяют значения частоты, при которых модуль спектра имеет максимальное значение при заданном временном положении участка эхограммы. Определяют зависимость скорости звука от времени с учетом расстояния между соседними штатными неоднородностями при заданном временном положении участка эхограммы по формуле. А уровень жидкости в скважине определяют дискретным интегрированием функции скорости звука в промежутке от устья скважины до уровня жидкости. 3 з.п. ф-лы, 10 ил.