ПАТЕНТНЫЙ ПОИСК В РФ
НОВЫЕ ПАТЕНТЫ, ЗАЯВКИ НА ПАТЕНТ
БИБЛИОТЕКА ПАТЕНТОВ НА ИЗОБРЕТЕНИЯ

способ определения профиля притока и параметров околоскважинного пространства в многопластовой скважине

Классы МПК:E21B47/10 определение места оттока, притока или колебаний жидкости 
E21B47/06 измерение температуры или давления
Автор(ы):,
Патентообладатель(и):Шлюмберже Текнолоджи Б.В. (NL)
Приоритеты:
подача заявки:
2009-12-31
публикация патента:

Изобретение относится к области геофизических исследований нефтяных и газовых скважин и может быть использовано, в частности, при определении профиля притока скважины и параметров околоскважинного пространства. Согласно способу изменяют дебит скважины и осуществляют измерение во времени температуры втекающего в скважину флюида для каждого пласта, определяют величину изменения температуры способ определения профиля притока и параметров околоскважинного   пространства в многопластовой скважине, патент № 2505672 Тр начального этапа, и величину установившегося значения А логарифмической производной температуры от времени для каждого пласта. Величину удельного дебита q каждого пласта определяют по приведенному математическому выражению. Определяют дебит Q каждого пласта скважины, а профиль притока скважины определяют как совокупность дебитов Q всех пластов. Техническим результатом является повышение точности определения параметров скважины. 5 ил.

Рисунки к патенту РФ 2505672

способ определения профиля притока и параметров околоскважинного   пространства в многопластовой скважине, патент № 2505672 способ определения профиля притока и параметров околоскважинного   пространства в многопластовой скважине, патент № 2505672 способ определения профиля притока и параметров околоскважинного   пространства в многопластовой скважине, патент № 2505672 способ определения профиля притока и параметров околоскважинного   пространства в многопластовой скважине, патент № 2505672 способ определения профиля притока и параметров околоскважинного   пространства в многопластовой скважине, патент № 2505672

Область техники

Изобретение относится к области геофизических исследований нефтяных и газовых скважин и может быть использовано, в частности, при определении профиля притока скважины и параметров околоскважинного пространства (параметры зоны перфорации, параметры загрязнений призабойной зоны) и др.

Предшествующий уровень техники

Параметры околоскважинного пространства определяются в условии наличия притоков при нестационарном режиме работы скважины на основании полученных температурных данных притока, которые, в свою очередь, могут быть получены как с помощью известных устройств, так и с помощью устройства, описанного в данном изобретении.

Так, нестационарный режим работы скважины характерен, в частности, для периода от момента начала работы скважины после длительного простоя, изменения дебита скважины, т.е. для ситуаций, когда температура притока (-ов) изменяется во времени.

Известно, что одним из параметров, количественно характеризующим призабойную зону, является скин-фактор скважины (S) - гидродинамический параметр, характеризующий дополнительное фильтрационное сопротивление течению флюидов в околоскважинной зоне пласта, приводящее к снижению добычи (дебита) по сравнению с совершенной (идеальной) скважиной. Причинами дополнительного сопротивления являются гидродинамическое несовершенство вскрытия пласта, загрязнение околоскважинной зоны и нелинейные эффекты, связанные с высокими скоростями течения флюидов в пористой среде в околоскважинной области.

Так, если величина скин-фактора близка к нулю (практически с учетом погрешности определения: - 1<S<1), то приствольная зона пласта считается неизмененной, а скважина совершенной. Большая положительная величина скин-фактора S>1 свидетельствует о загрязнении приствольной зоны пласта и несовершенстве скважины, что требует проведения дополнительных мероприятий по интенсификации притока (дополнительная перфорация, гидроразрыв пласта и др.). Значительная отрицательная величина скин-фактора S<-1 наблюдается в случае повышенной проницаемости приствольной зоны пласта (трещины, каверны и т.д.).

В настоящее время известны способы гидродинамического исследования скважины (Бузинов С.Н., Умрихин И.Д. Исследование нефтяных и газовых скважин и пластов. М., Недра, 1984), позволяющие определить в том числе и величину скин-фактора. Однако эти способы, как правило, определяют величину среднего скин-фактора сразу для нескольких работающих продуктивных пластов и не позволяют установить факторы, определяющие величину этого скин-фактора, т.е. оценить параметры зоны перфорации и параметры загрязнений призабойной зоны.

С другой стороны, из уровня техники известно (см. Чекалюк Е.В. Термодинамика нефтяного пласта. М., Недра, 1965, стр.238), что температура втекающего в скважину флюида, даже из изначально изотермического пласта, изменяется со временем (в технической литературе этот эффект именуется нестационарным эффектом Джоуля-Томсона). Информация о скорости изменения температуры притока со временем может быть использована для определения параметров загрязненной околоскважинной области с пониженной проницаемостью (см. Yu.A.Popov, V.Р.Pimenov, V.V.Tertychnyi, Developments of Geothermal Investigations of Oil and Gas Fields, Oilfield review, spring 2001, pp.4-11).

Однако для всех продуктивных пластов, кроме самого нижнего, эту информацию практически невозможно получить из данных по температуре, получаемой при каротаже в стволе скважины. Кроме того, теория, приведенная в (см. Чекалюк Е.В. Термодинамика нефтяного пласта М., Недра, 1965, стр.238), справедлива только для цилиндрически симметричного потока и напрямую не может быть использована для сложной пространственной структуры потока флюида в зоне перфорации.

Заявителем из предшествующего уровня техники не выявлены аналоги, в которых реализована возможность определения указанных параметров скважины с использованием измерений температуры флюида, поступающего в скважину из пласта в условиях нестационарного режима работы скважины.

Раскрытие изобретения

Техническим результатом настоящего изобретения явилось повышение точности определения параметров скважины (профиль притока, параметры зоны перфорации и параметры загрязнений призабойной зоны) с использованием измерений температуры втекающего в скважину флюида при ее нестационарной работе, которые в дополнение к существующим, например, гидродинамическим методам дают более детальную и более точную оценку таких параметров.

Заявленный технический результат достигается тем, что изменяют дебит скважины и осуществляют измерение во времени температуры втекающего в скважину флюида для каждого пласта, определяют величину изменения температуры способ определения профиля притока и параметров околоскважинного   пространства в многопластовой скважине, патент № 2505672 Tp начального этапа, и величину установившегося значения А логарифмической производной температуры от времени для каждого пласта, величину удельного дебита q каждого пласта определяют по формуле:

способ определения профиля притока и параметров околоскважинного   пространства в многопластовой скважине, патент № 2505672 ,

где способ определения профиля притока и параметров околоскважинного   пространства в многопластовой скважине, патент № 2505672 0 - коэффициент Джоуля-Томсона, способ определения профиля притока и параметров околоскважинного   пространства в многопластовой скважине, патент № 2505672 - вязкость флюида, способ определения профиля притока и параметров околоскважинного   пространства в многопластовой скважине, патент № 2505672 - математическая константа, равная 3,14159, ke - проницаемость пласта, долю длины перфорационного канала, через которую осуществляется приток флюида каждого пласта, рассчитывают по формуле:

способ определения профиля притока и параметров околоскважинного   пространства в многопластовой скважине, патент № 2505672 ,

где a - безразмерный параметр, определяемый по формуле:

способ определения профиля притока и параметров околоскважинного   пространства в многопластовой скважине, патент № 2505672 ,

где способ определения профиля притока и параметров околоскважинного   пространства в многопластовой скважине, патент № 2505672 P - разность между давлением в пласте и давлением в скважине, способ определения профиля притока и параметров околоскважинного   пространства в многопластовой скважине, патент № 2505672 , rp - радиус перфорационного канала, n р - количество перфорационных каналов на 1 метр длины скважины, Lp - длина перфорационного канала, re - радиус внешней границы пласта, rc - радиус внутренней границы потока цилиндрически симметричного относительно оси скважины, рассчитываемый из времени ts, спустя которое устанавливается постоянное значение логарифмической производной температуры по формуле:

способ определения профиля притока и параметров околоскважинного   пространства в многопластовой скважине, патент № 2505672 ,

где способ определения профиля притока и параметров околоскважинного   пространства в многопластовой скважине, патент № 2505672 , способ определения профиля притока и параметров околоскважинного   пространства в многопластовой скважине, патент № 2505672 - пористость, способ определения профиля притока и параметров околоскважинного   пространства в многопластовой скважине, патент № 2505672 mсm и способ определения профиля притока и параметров околоскважинного   пространства в многопластовой скважине, патент № 2505672 fcf - объемные теплоемкости материала скелета горной породы (в отсутствие поровых флюидов) и флюида соответственно,

причем дебит Q каждого пласта скважины определяют по формуле Q=q·h, где h - толщина пласта, а профиль притока скважины определяют как совокупность дебитов Q всех пластов.

Так, для реализации заявленного способа определения профиля притока и параметров околоскважинного пространства в многопластовой скважине может быть использовано устройство для определения температуры втекающего в скважину флюида притока, описанное ниже.

Устройство для измерения параметров флюида притока (Фиг.1) состоит из корпуса 1, который содержит заднюю стенку 4, крышку 6 и боковые стенки 5, которые выполнены сплошными и герметично соединенными между собой. Задняя стена 4 выполнена из слабодеформируемого, теплоизолирующего материала; крышка 6 и боковые стенки 5 выполнены из упругодеформируемого теплоизолирующего материала, например, упругого пластика или из резины. Корпус 1 может быть дополнительно снабжен днищем 7 с как минимум одним отверстием 8. В этом случае, крышка 7 также герметично соединяется с задней 4 и боковыми стенками 5 корпуса 1.

Внутри корпуса 1 расположена объемная сетчатая структура измерительных ячеек 2, выполненная также из упругодеформируемого теплоизолирующего материала. Сетчатая структура имеет равную высоту измерительных ячеек. Каждая измерительная ячейка содержит датчик температуры 3 и является независимым измерительным элементом. Устройство снабжено прижимным элементом 9.

Устройство работает следующим образом.

Устройство опускают в скважину 10 и располагают на уровне продуктивного пласта в зоне поступления флюида притока в скважину 10 и осуществляют плотное прижатие устройства к стенке 11 обсадной колонны 10 с помощью прижимного элемента 9. В качестве прижимного элемента 9 может быть использована, например, пневмопружина или иное устройство с пневмо-, гидро- или электроприводом, способное осуществить плотное прижатие устройства к внутренней поверхности обсадной колонны 10. Радиус кривизны устройства в прижатом к стенке 11 обсадной колонны 10 состоянии совпадает с внутренним радиусом кривизны колонны 10.

В момент начала работы устройства все измерительные ячейки заполнены скважинным флюидом, и измеренная датчиками 3 температура флюида в ячейках будет иметь приблизительно одинаковую температуру, равную температуре скважинного флюида. Далее, в те измерительные ячейки, которые оказались напротив перфорационных каналов, будет поступать флюид продуктивного слоя, вытесняя тем самым находящийся в них скважинный флюид. Температура в таких измерительных ячейках измениться достаточно быстро за счет малого объема флюида, содержащегося в ячейке. Такое изменение будет зафиксировано датчиками 3 температуры, расположенными в каждой измерительной ячейке. В остальных же ячейках за счет того, что они выполнены из теплоизолирующего материала температура, не будет меняться достаточно продолжительное время.

Таким образом, реализуется возможность выявить и определить те ячейки, которые будут измерять непосредственно температуру втекающего в скважину флюида.

«Отработавший» в соответствующих ячейках флюид проходит через зазор между сетчатой структурой и задней стенкой корпуса и покидает устройство из его верхней части, вливаясь по потоку основного скважинного флюида.

Выполнение стенок корпуса из теплоизолирующего материала позволяет исключить влияние процессов передачи тепла от основного потока в скважине на точность измерения температуры флюида притока.

Выполнение измерительных ячеек из теплоизолирующего материала позволяет обеспечить теплоизоляцию каждой измерительной ячейки, путем исключения процессов теплопередачи через стенки ячеек (в процессе реализации способа соседние ячейки могут быть заполнены разными флюидами - флюидом протока и скважинным флюидом, которые имеют разные температуры), что позволяет измерять температуру втекающего флюида с высокой точностью. С другой стороны, выполнение стенок корпуса и измерительных ячеек из упругодеформируемого материала обеспечивает гидроизоляцию флюида притока от общего потока скважины. Сетчатая структура устанавливается в полость корпуса таким образом, что через эту структуру и осуществляется поступление флюида притока в устройство (сетчатая структура с одной своей стороны является передней стенкой устройства, а измерительные ячейки - входные отверстия устройства). При приложении усилия на корпус устройства в виде прижимающего усилия совместно со свойством гибкости (упругой деформации) материала корпуса и ячеек структуры обеспечивается гидроизоляция флюида притока от основного потока флюида в скважине.

Сетчатая структура представляет из себя, по сути, набор равных по высоте полых ячеек (в случае, например, ее прямоугольной формы, когда структура может быть выполнена в виде решетки, образованной перпендикулярно-пересекающимися перегородками, в пространственном, объемном выражении это - параллелепипед). Форма измерительных ячеек и, следовательно, форма сетчатой структуры может быть достаточно многообразной. Измерительные ячейки могут иметь форму n-угольника, где n-количество его углов (квадрат, пентагон, гексагон и др.). В любом случае их размеры должны быть рассчитаны исходя из соразмерности с перфорационными отверстиями, а количество ячеек (размеры сетчатой структуры) - с учетом параметров зоны перфорации.

Так, постоянная времени способ определения профиля притока и параметров околоскважинного   пространства в многопластовой скважине, патент № 2505672 t устройства определяется объемом измерительной ячейки Vcell средним дебитом отдельного перфорационного канала qp:

способ определения профиля притока и параметров околоскважинного   пространства в многопластовой скважине, патент № 2505672

способ определения профиля притока и параметров околоскважинного   пространства в многопластовой скважине, патент № 2505672

где способ определения профиля притока и параметров околоскважинного   пространства в многопластовой скважине, патент № 2505672 Р разность между давлением в пласте и давлением в скважине, способ определения профиля притока и параметров околоскважинного   пространства в многопластовой скважине, патент № 2505672 · - математическая константа, равная 3,14159, способ определения профиля притока и параметров околоскважинного   пространства в многопластовой скважине, патент № 2505672 - вязкость флюида, nр - число перфорационных каналов на 1 метр длины скважины в зоне перфорации, kе - проницаемость пласта, rw и re - радиус скважины и радиус внешней границы пласта.

Для реализации заявленного способа определения параметров скважины изменяют дебит скважины и для каждого продуктивного пласта измеряют изменение температуры Tin втекающего в скважину флюида во времени Tin=Tin(t).

Отличительной особенностью зависимости Tm(t) при нестационарном режиме работы проперфарированной скважины является быстрое изменение температуры на начальном этапе (первые 20-60 минут) и медленное изменение (в десятки раз медленнее, чем на начальном этапе) температуры после 3-5 часов (Фиг.4).

Из измеренной зависимости Tin(t) определяют величину изменения температуры способ определения профиля притока и параметров околоскважинного   пространства в многопластовой скважине, патент № 2505672 Tр начального этапа (Фиг.4).

Осуществляют построение зависимости Тin(t) от логарифма времени t, прошедшего после начала добычи или изменения дебита скважины (Фиг.5). Находят время ts, спустя которое угол наклона полученной кривой (т.е. логарифмическая производная способ определения профиля притока и параметров околоскважинного   пространства в многопластовой скважине, патент № 2505672 ) становится постоянным:

способ определения профиля притока и параметров околоскважинного   пространства в многопластовой скважине, патент № 2505672

и находят установившееся значение логарифмической производной А. Величина этой постоянной связана с удельным дебитом скважины q[м3/(м·с)] (приток на единицу длины скважины) и соответствующей величиной скин-фактора s соотношениями:

способ определения профиля притока и параметров околоскважинного   пространства в многопластовой скважине, патент № 2505672

После этого, по величине ts из соотношения (5) можно оценить расстояние rs от оси скважины, где (r>rs) течение флюида можно считать цилиндрически симметричным.

способ определения профиля притока и параметров околоскважинного   пространства в многопластовой скважине, патент № 2505672

Величина rs, как показывают численные расчеты, пропорциональна длине Lр перфорационного канала.

Далее по величине изменения температуры способ определения профиля притока и параметров околоскважинного   пространства в многопластовой скважине, патент № 2505672 Tp начального этапа находят безразмерный параметр:

способ определения профиля притока и параметров околоскважинного   пространства в многопластовой скважине, патент № 2505672

который используют, в свою очередь, для расчета параметраспособ определения профиля притока и параметров околоскважинного   пространства в многопластовой скважине, патент № 2505672 , который дает оценку длины перфорационного канала L p_act, через которую осуществляется приток флюида в скважину (способ определения профиля притока и параметров околоскважинного   пространства в многопластовой скважине, патент № 2505672 =Lp_act/Lp):

способ определения профиля притока и параметров околоскважинного   пространства в многопластовой скважине, патент № 2505672

где способ определения профиля притока и параметров околоскважинного   пространства в многопластовой скважине, патент № 2505672 , rp и Lp - радиус перфорационного канала.

Значение способ определения профиля притока и параметров околоскважинного   пространства в многопластовой скважине, патент № 2505672 =1 означает, что никакой загрязненной зоны вокруг скважины нет и перфорационный канал работает по всей длине. При известной длине перфорационных каналов значения параметра способ определения профиля притока и параметров околоскважинного   пространства в многопластовой скважине, патент № 2505672 в интервале от 0 до 1 представляют количественную оценку доли длины перфорационного канала, через которую осуществляется приток флюида в скважину. В случае неизвестной длины Lp перфорационных каналов из той же формулы (7) определяют эффективную длину перфорационного канала Lpспособ определения профиля притока и параметров околоскважинного   пространства в многопластовой скважине, патент № 2505672 , которая характеризует одновременно размеры загрязненной зоны в околоскважинной области и длину каналов перфорации.

Далее, дебит Q каждого пласта скважины определяют по:

способ определения профиля притока и параметров околоскважинного   пространства в многопластовой скважине, патент № 2505672

где h - толщина (мощность) пласта. Профиль притока скважины определяют как совокупность дебитов Q всех пластов.

Краткое описание чертежей

На фиг.1 изображено устройство для измерения температуры втекающего в скважину флюида, горизонтальный разрез и вид устройства со стороны обсадной колонны; фиг.2 - схематичное изображение расчетной области для моделирования течения флюида в пористой среде, питающей один перфорационный канал; на фиг.3 - расчетная область (сетка) для реализации 3D моделирования течения в пористой среде, питающей 1/4 перфорационного канала; на фиг.4 - зависимость увеличения температуры втекающего в скважину флюида от времени, прошедшего с момента начала добычи; на фиг.5 - зависимость температуры втекающего в скважину флюида от натурального логарифма времени (в секундах).

Варианты осуществления изобретения

Реализация заявленного способа определения профиля притока и параметров зоны перфорации была осуществлена путем 3D численного моделирования процессов тепло- и массопереноса в пористой среде в зоне перфорации с использованием коммерческого программного обеспечения для гидродинамического и теплового моделирования STAR-CD, разработанного компанией CD-ADAPCO. Моделировалось течение флюида в области пористой среды, питающей 1/4 перфорационного канала (Фиг.2, Фиг.3).

При моделировании использовались следующие расчетные параметры. Параметры зоны перфорации: h=0.4 м - расстояние по высоте и способ определения профиля притока и параметров околоскважинного   пространства в многопластовой скважине, патент № 2505672 =60° - угол между перфорационными каналами, n p=15 - число перфорационных каналов, приходящихся на 1 метр длины скважины, rр=0.01 м Lp=0.5 м - радиус и длина перфорационного канала. Размеры расчетной области - высота 0.2 м и угол 30° (Фиг.3), rw=0.1 м - радиус скважины, rе=10 м - внешний радиус расчетной области, Pw=50 бар - давление в скважине, Ре =100 бар - давление на внешней границе расчетной области, k e=10-13 м2 проницаемость пласта, 0.3·ke - проницаемость пласта в слое толщиной 0.2 м вокруг скважины, способ определения профиля притока и параметров околоскважинного   пространства в многопластовой скважине, патент № 2505672 =0.2 - пористость пласта, cf=1800 Дж/(кг·К) и cm=750 Дж/(кг·К) - удельные теплоемкости пластового флюида и породы, способ определения профиля притока и параметров околоскважинного   пространства в многопластовой скважине, патент № 2505672 f=900 кг/м3 и способ определения профиля притока и параметров околоскважинного   пространства в многопластовой скважине, патент № 2505672 m=2700 кг/м3 - плотности пластового флюида и породы, способ определения профиля притока и параметров околоскважинного   пространства в многопластовой скважине, патент № 2505672 0=-5·10-7 К/Па - коэффициент Джоуля-Томсона, способ определения профиля притока и параметров околоскважинного   пространства в многопластовой скважине, патент № 2505672 =0.01 Па·с - вязкость флюида.

В результате численного моделирования была получена величина массового притока в скважину (1/4 притока перфорационного канала) gc =1.21·10-3 кг/с. Объемный дебит qc на 1 м длины скважины рассчитывался по формуле:

способ определения профиля притока и параметров околоскважинного   пространства в многопластовой скважине, патент № 2505672

Для проверки предлагаемого способа определения локальной величины притока и параметров зоны перфорации эта величина была найдена по приведенным на Фиг.4, Фиг.5 зависимостям температуры притока от времени.

Из Фиг.5 видно, что спустя время tsспособ определения профиля притока и параметров околоскважинного   пространства в многопластовой скважине, патент № 2505672 e10 сспособ определения профиля притока и параметров околоскважинного   пространства в многопластовой скважине, патент № 2505672 6 часов логарифмическая производная температуры становится равной способ определения профиля притока и параметров околоскважинного   пространства в многопластовой скважине, патент № 2505672 .

Подставив эту величину в формулу (8), определили:

способ определения профиля притока и параметров околоскважинного   пространства в многопластовой скважине, патент № 2505672 способ определения профиля притока и параметров околоскважинного   пространства в многопластовой скважине, патент № 2505672 способ определения профиля притока и параметров околоскважинного   пространства в многопластовой скважине, патент № 2505672

Эта величина qT практически совпадает с приведенным выше значением qc.

Далее, по формуле (9) и величине ts находим внутренний радиус rs области, в которой течение в пласте можно считать цилиндрически симметричным: rs=0.63 м. Эта величина хорошо согласуется с размерами скважины и длиной перфорационного канала rw+rs=0.6 м.

Из Фиг.4 видно, что в течение первых 10-20 минут температура притока увеличивается приблизительно на способ определения профиля притока и параметров околоскважинного   пространства в многопластовой скважине, патент № 2505672 Тр=0.5 К ("быстрая" стадия роста температуры на начальном этапе), а далее температура меняется относительно медленно. Подставив эту величину в формулу (10), находим а=5 и далее, из формулы (11) находим способ определения профиля притока и параметров околоскважинного   пространства в многопластовой скважине, патент № 2505672 способ определения профиля притока и параметров околоскважинного   пространства в многопластовой скважине, патент № 2505672 0.8, т.е. приток осуществляется через 80% от длины перфорационного канала, что соответствует существованию (в расчетной модели) слоя с пониженной проницаемостью вокруг скважины.

Для приведенного выше примера были определены геометрические размеры устройства для измерения параметров флюида притока. В среднем на одно перфорационное отверстие приходится площадь S p поверхности стенок скважины:

способ определения профиля притока и параметров околоскважинного   пространства в многопластовой скважине, патент № 2505672

Для того чтобы в зону измерения попало не менее 3 перфорационных каналов, площадь сетки измерительных ячеек должна превышать 3 Sp. Если принять, что сетка измерительных ячеек перекрывает 30% периметра скважины (длина дуги lf=0.2 м), ее высота ht должна составлять:

способ определения профиля притока и параметров околоскважинного   пространства в многопластовой скважине, патент № 2505672

Промышленная применимость

Промышленная применимость изобретения подтверждается приведенным выше примером его осуществления, а также возможностью его реализации при использовании широко известных в нефтегазовой отрасли технологического оборудования и материалов.

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

Способ определения профиля притока и параметров околоскважинного пространства в многопластовой скважине, при котором изменяют дебит скважины и осуществляют измерение во времени температуры втекающего в скважину флюида для каждого пласта, определяют величину изменения температуры способ определения профиля притока и параметров околоскважинного   пространства в многопластовой скважине, патент № 2505672 Тр начального этапа, и величину установившегося значения А логарифмической производной температуры от времени для каждого пласта, величину удельного дебита q каждого пласта определяют по формуле:

способ определения профиля притока и параметров околоскважинного   пространства в многопластовой скважине, патент № 2505672 ,

где способ определения профиля притока и параметров околоскважинного   пространства в многопластовой скважине, патент № 2505672 0 - коэффициент Джоуля-Томсона, способ определения профиля притока и параметров околоскважинного   пространства в многопластовой скважине, патент № 2505672 - вязкость флюида, способ определения профиля притока и параметров околоскважинного   пространства в многопластовой скважине, патент № 2505672 - математическая константа, равная 3,14159, k e - проницаемость пласта, долю длины перфорационного канала, через которую осуществляется приток флюида каждого пласта, рассчитывают по формуле:

способ определения профиля притока и параметров околоскважинного   пространства в многопластовой скважине, патент № 2505672 ,

где a - безразмерный параметр, определяемый по формуле:

способ определения профиля притока и параметров околоскважинного   пространства в многопластовой скважине, патент № 2505672 ,

где способ определения профиля притока и параметров околоскважинного   пространства в многопластовой скважине, патент № 2505672 P - разность между давлением в пласте и давлением в скважине, способ определения профиля притока и параметров околоскважинного   пространства в многопластовой скважине, патент № 2505672 , rp - радиус перфорационного канала, np - количество перфорационных каналов на 1 метр длины скважины, Lp - длина перфорационного канала, re - радиус внешней границы пласта, rs - радиус внутренней границы потока цилиндрически симметричного относительно оси скважины, рассчитываемый из времени ts, спустя которое устанавливается постоянное значение логарифмической производной температуры по формуле:

способ определения профиля притока и параметров околоскважинного   пространства в многопластовой скважине, патент № 2505672 ,

где способ определения профиля притока и параметров околоскважинного   пространства в многопластовой скважине, патент № 2505672 , способ определения профиля притока и параметров околоскважинного   пространства в многопластовой скважине, патент № 2505672 - пористость, способ определения профиля притока и параметров околоскважинного   пространства в многопластовой скважине, патент № 2505672 mсm и способ определения профиля притока и параметров околоскважинного   пространства в многопластовой скважине, патент № 2505672 fcf - объемные теплоемкости материала скелета горной породы и флюида соответственно, причем дебит Q каждого пласта скважины определяют по формуле Q=q·h, где h - толщина пласта, а профиль притока скважины определяют как совокупность дебитов Q всех пластов.


Скачать патент РФ Официальная публикация
патента РФ № 2505672

patent-2505672.pdf
Патентный поиск по классам МПК-8:

Класс E21B47/10 определение места оттока, притока или колебаний жидкости 

Патенты РФ в классе E21B47/10:
способ исследования скважины -  патент 2527960 (10.09.2014)
способ гидродинамических исследований газонасыщенных пластов без выпуска газа на поверхность -  патент 2527089 (27.08.2014)
способ контроля за процессом обводнения газовой скважины -  патент 2526965 (27.08.2014)
способ определения герметичности подземных хранилищ газа -  патент 2526434 (20.08.2014)
способ идентификации скважины с измененным массовым расходом жидкости куста нефтяных скважин -  патент 2521623 (10.07.2014)
способ определения обводненности продукции нефтедобывающей скважины -  патент 2520251 (20.06.2014)
устройство для определения интервалов водопритока и их изоляции в открытых стволах многозабойных горизонтальных скважин -  патент 2514009 (27.04.2014)
способ исследования многозабойной горизонтальной скважины -  патент 2513961 (20.04.2014)
способ определения остаточного содержания газа в жидкости -  патент 2513892 (20.04.2014)
устройство для измерения дебита скважин -  патент 2513891 (20.04.2014)

Класс E21B47/06 измерение температуры или давления

Патенты РФ в классе E21B47/06:
устройство для пофазного замера физических параметров флюида в горизонтальной скважине -  патент 2523335 (20.07.2014)
способ определения давления насыщения нефти газом -  патент 2521091 (27.06.2014)
система и способ оптимизирования добычи в скважине -  патент 2520187 (20.06.2014)
способ определения забойного давления в нефтяной скважине, оборудованной погружным электронасосом -  патент 2515666 (20.05.2014)
способ мониторинга внутрискважинных параметров (варианты) и система управления процессом добычи нефти -  патент 2509888 (20.03.2014)
способ исследования технического состояния скважины -  патент 2500886 (10.12.2013)
аппаратура для исследования скважин -  патент 2500885 (10.12.2013)
способ гидрогазодинамических исследований скважин -  патент 2490449 (20.08.2013)
способ вызова притока пластового флюида из скважины -  патент 2485305 (20.06.2013)
способ и система для интерпретации испытаний свабированием с использованием нелинейной регрессии -  патент 2474682 (10.02.2013)




Наверх