Исследование структуры стенок скважины, исследование геологического строения пластов; способы или устройства для получения проб грунта или скважинной жидкости, специально предназначенные для бурения пород – E21B 49/00

Изобретение относится к газонефтедобывающей промышленности, в частности к исследованиям газонасыщенных пластов. Способ гидродинамических исследований газонасыщенных пластов без выпуска газа на поверхность включает спуск на колонне бурильных труб или НКТ в скважину компоновки испытательного оборудования в виде испытателя пластов с пакером и геофизическими датчиками в заданный интервал исследования газонасыщенного пласта. Изолируют пакером интервал исследований скважины выше газонасыщенного пласта. Создают последовательные режимы притока и восстановления давления и осуществляют последующую интерпретацию полученных данных. При этом в процессе спуска в колонну бурильных труб или НКТ испытательного оборудования дополнительно заливают расчетное количество как минимум двухкомпонентной вязкоупругой смеси с заданными параметрами вязкости и упругости, изготовленной без сшивателя на основе полиакриламида и цеолита или глинопорошка, образующее выше компоновки испытательного оборудования вязкоупругую пробку. Пробка обеспечивает создание депрессии величиной не более 10% - 20% от ожидаемого пластового давления. Далее гидродинамические исследования проводят согласно регламенту испытания пластов на трубах. Техническим результатом является повышение точности и эффективности исследований. 1 з.п. ф-лы.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано при изучении возможного взаимодействия в недрах земли пластовых вод и жидких производственных отходов при закачивании последних в глубокозалегающие водоносные пласты. Техническим результатом является повышение эффективности определения совместимости жидких производственных отходов с пластовыми водами. Способ исследования совместимости жидких производственных отходов с пластовой водой, в котором на первом этапе исследований включают блок термостатирования, и закачивают в модель пласта пластовую воду, и определяют приемистость модели пласта по пластовой воде. На втором этапе исследований отключают блок термостатирования, закачивают в модель пласта жидкие производственные отходы и определяют приемистость модели пласта по жидким производственным отходам. На выходе из модели пласта перед измерением расхода пластовой воды и расхода смеси жидких производственных отходов с пластовой водой производят дегазацию. Совместимость жидких производственных отходов с пластовой водой констатируют, в случае если величина приемистости модели пласта по пластовой воде отличается от приемистости модели пласта по жидким производственным отходам не больше чем на 20%. 5 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для прогнозирования изменения характеристик призабойной зоны нефтегазосодержащих пластов. Техническим результатом является повышение точности и снижение трудоемкости прогнозирования изменения характеристик призабойной зоны пластов за счет комбинирования математического моделирования и лабораторных экспериментов. Сущность способа основывается на определении реологических свойств бурового раствора, фильтрата бурового раствора и пластового флюида, измерении свойств внешней фильтрационной корки, а также пористости и проницаемости образца керна. При этом создают математическую модель внешней фильтрационной корки. Прокачивают буровой раствор через образец керна и регистрируют динамику перепада давления на образце и расхода истекающей из образца жидкости. С помощью микротомографии определяют профиль концентрации проникших в образец твердых частиц бурового раствора. Создают математическую модель внутренней фильтрационной корки для описания динамики изменения концентрации частиц бурового раствора в поровом пространстве образца керна и сопутствующего изменения проницаемости образца керна. Создают сцепленную математическую модель внешней и внутренней фильтрационных корок, на основе которой с учетом свойств внешней фильтрационной корки определяют параметры математической модели внутренней фильтрационной корки, при которых одновременно воспроизводятся данные эксперимента по прокачке бурового раствора через образец керна и профиль концентрации проникших частиц бурового раствора. 12 з.п. ф-лы, 8 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к разработке нефтяных низкопроницаемых месторождений. Техническим результатом является определение местоположения застойных и слабодренируемых нефтенасыщенных участков нефтяных низкопроницаемых залежей. Способ включает проведение фильтрационных экспериментов на кернах в стационарном режиме, построение зависимости скорости фильтрации жидкости от градиента давления, определение предельного градиента давления, соответствующего изменению характера фильтрации жидкости. Дополнительно проводят фильтрационные эксперименты на кернах различной проницаемости в нестационарном режиме, находят зависимость предельного градиента давления от проницаемости, строят карту модуля градиента пластового давления и карту проницаемости. Наносят квадратную сетку на карту модуля градиента пластового давления и карту проницаемости, оценивают для каждой ячейки сетки значения модуля градиента пластового давления и коэффициента проницаемости, по зависимости предельного градиента давления от проницаемости вычисляют для каждой ячейки сетки значения предельного градиента давления, сравнивают полученные в ячейках значения предельного градиента давления со значениями модуля градиента пластового давления, выделяют ячейки, где модуль градиента пластового давления ниже значения предельного градиента давления, которые будут представлять собой застойную или слабодренируемую зону нефтяной залежи. 9 ил.

Изобретение относится к способу и устройству для повышения добычи в месторождении, содержащем породу, которая включает в себя по меньшей мере один раскрываемый путем размельчения породы минерал ценного материала и по меньшей мере один другой минерал. Способ включает следующие этапы: выполнение процесса бурения посредством буровой установки для выемки породы, регистрацию по меньшей мере одного предопределенного параметра бурения для буровой установки, регистрацию по меньшей мере одного измеренного значения, характеризующего текущий режим бурения буровой установки, и выполнение вычислительного исключения зависимости по меньшей мере одного измеренного значения от по меньшей мере одного параметра бурения, причем получают по меньшей мере одну характеристику, зависимую от текстуры породы, и причем эту по меньшей мере одну характеристику применяют как меру величины зерна минерала для по меньшей мере одного минерала ценного материала в породе и для установления оптимальной степени размельчения при размельчении породы. 2 н. и 14 з.п. ф-лы, 4 ил.

Группа изобретений относится к области отбора проб из геологических пластов и анализа при оценивании и испытании пластов. Техническим результатом является усовершенствование скважинных систем датчиков, чтобы сделать системы более гибкими и приспосабливаемыми для скважинных применений. Модуль датчиков для измерительной установки, сконфигурированной для скважинной работы, внутри буровой скважины. Модуль датчиков содержит набор датчиков, имеющий множество датчиков, для измерения выбранных параметров пласта, и управляющую систему для избирательной и независимой работы каждого датчика из набора датчиков. Каждый датчик из набора датчиков сконфигурирован или разработан как дискретный элемент датчика для индивидуальной независимой связи и управления. Каждый датчик из набора датчиков может иметь связанный с ним модуль электроники, который обеспечивает стандартизованную связность электроники с управляющей системой. 5 н. и 21 з.п. ф-лы, 6 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке продуктивного пласта и определении параметров продуктивного коллектора. Техническим результатом является повышение точности определения показателей, характеризующих состояние призабойной зоны пласта. Способ комплексной оценки состояния призабойной зоны пласта включает эксплуатацию скважины на установившемся режиме перед проведением гидродинамического исследования, гидродинамическое исследование скважины методом восстановления давления, определение забойного давления и продолжающегося притока жидкости из пласта в скважину после ее остановки, и обработку результатов замеров. Причем при обработке результатов замеров определяют текущее пластовое давление методом произведения, проводят аппроксимацию данных результатов замеров, включающую при коэффициенте детерминации менее 0,99 разделение фактической кривой восстановления давления (КВД) на отдельные участки. Затем осуществляют подбор аппроксимирующих уравнений для выделенных участков, и деление всего периода проведения исследования на интервалы с постоянным шагом по времени. Рассчитывают для указанных интервалов значения забойного давления. Обрабатывают аппроксимированную КВД методом детерминированных моментов давления с определением пластового давления и безразмерного диагностического признака. Сравнивают полученное пластовое давление с давлением, определенным методом произведения. В случае, если они отличаются более чем на 0,3 МПа, выполняют процедуру аппроксимации с использованием других аппроксимирующих уравнений. Далее по результатам определения пластового давления методом произведения оценивают степень восстановления забойного давления, полученного при исследовании скважины, и определяют коэффициент продуктивности скважины по режиму. Для уточнения положения обрабатываемого участка строят билогарифмический график. Выполняют обработку фактической и аппроксимированной КВД методом касательной с определением параметров удаленной зоны пласта. Сопоставляют результаты обработки фактической и аппроксимированной КВД методом касательной. В случае отличия коэффициентов проницаемости удаленной зоны пласта по фактической и аппроксимированной кривым, выполняют процедуру аппроксимации с использованием других аппроксимирующих уравнений. Далее определяют скин-фактор для КВД с практически полным не менее 99% восстановлением давления и для недовосстановленных КВД. Оценивают состояние призабойной зоны пласта по значениям диагностического признака и скин-фактора. Для КВД, обработка которых методом касательной не может быть выполнена, производят обработку дифференциальным или интегральным методами с учетом послепритока, предварительно выполнив процедуру аппроксимации кривых восстановления затрубного и буферного давлений для равноудаленных значений времени. Определяют параметры удаленной зоны пласта при использовании нескольких методов с учетом послепритока, в случае ухудшенного состояния призабойной зоны пласта определяют размеры и свойства призабойной зоны пласта, используя определенные ранее значения проницаемости удаленной зоны пласта. Оценивают состояние призабойной и удаленной зон пласта по значениям диагностического признака, проницаемости, гидропроводности, пьезопроводности и размеров призабойной зоны пласта. 11 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к способам контроля за разработкой нефтяных месторождений. Техническим результатом является повышение эффективности способа контроля за разработкой нефтяных месторождений за счет более полного и формализованного учета параметров, характеризующих протекающие в пористой среде процессы. Способ основан на проведении лабораторных испытаний керна, определении по ним абсолютной и фазовой проницаемостей для дальнейшего расчета относительной фазовой проницаемости (ОФП) нефти и воды. Дополнительно замеряют вязкости нефти и воды, использованные при проведении исследований. Затем делают расчеты и строят графики зависимостей относительной фазовой проницаемости от водонасыщенности образца. Для получения графиков задаются критические точки. С учетом этих критических точек на основе полученных графиков относительных фазовых проницаемостей затем на их основе строят функцию Бакли-Ливеретта и ее производную, характеризующие распределение водонасыщенности при поршневом вытеснении в математическом моделировании процессов фильтрации. 2 табл., 3 ил., 1 пр.

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

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при определении нефтенасыщенных пластов в разрезе скважины. Техническим результатом является повышение точности определения нефтенасыщенного пласта в разрезе скважины. В скважине отбирают и исследуют керн, определяют коэффициент нефтенасыщенности по керну, проводят комлексный каротаж, определяют коэффициент нефтенасыщенности по каротажу, определяют относительный коэффициент как отношение коэффициента нефтенасыщенности по керну к коэффициенту нефтенасыщенности по каротажу, анализируют каротажные кривые скважин в терригенном разрезе продуктивного горизонта, выявляют пласты-коллекторы с кажущимися удельными сопротивлениями по индукционному каротажу менее 3 Ом м, среди выявленных пластов выбирают пласты, в минеральном составе которых по керну и шламу отмечается наличие минералов, понижающих удельное сопротивление, а по данным каротажа отмечается повышенное содержание токопроводящих элементов, для выявленных пластов уточняют истинное значение коэффициента нефтенасыщенности умножением коэффициента нефтенасыщенности по каротажу на относительный коэффициент, полученное значение сравнивают со значениями коэффициента нефтенасыщенности для слабо нефтенасыщенных и нефтенасыщенных коллекторов и соответственно относят данный пласт к слабо нефтенасыщенным или нефтенасыщенным. 3 табл.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к исследованию геомеханический свойств пластов. Техническим результатом являются повышение точности определения и результативности стимуляции хрупких зон коллекторов, а также повышение экономичности исследования вновь бурящихся скважин. Способ включает геофизические исследования скважин, лабораторные исследования кернов, выявление по совокупности данных лабораторных исследований кернов и геофизических исследований скважин взаимозависимости геомеханических характеристик пласта и каротажных диаграмм, выявление по совокупности данных геофизических исследований скважин геомеханических характеристик пласта на основе распространенных каротажных диаграмм и выявленной взаимозависимости геомеханических характеристик пласта и каротажных диаграмм. При этом геомеханические характеристики пласта определяются посредством многофакторной регрессии изменения каротажных диаграмм, которые учитывают содержание глин и пористость породы по математической формуле. 1 пр., 1 ил.

Изобретение относится к области нефтяной промышленности, а именно к разработке нефтяных залежей, и может использоваться при проведении геолого-технических мероприятий по увеличению добычи нефти. Техническим результатом является повышение надежности и эффективности разработки нефтяных залежей. Способ включает бурение скважин, проведение геолого-промысловых и геофизических исследований скважин (ГИС), лабораторные исследования свойств пород, интерпретацию ГИС, расчленение залежи на участки с характерными геологическими и фильтрационными характеристиками и построение карты, с выделением зон пород-коллекторов с повышенной проницаемостью. Из поисково-разведочных и эксплуатационных скважин извлекают образцы керна, по которым дополнительно измеряют водородосодержание твердой фазы керна, определяют относительную амплитуду естественных электрических потенциалов, определяют значения отношения водородосодержания твердой фазы к относительной амплитуде естественных электрических потенциалов, то есть лито- фациальный параметр. Затем строят карту изменения лито-фациального параметра в пределах территории распространения залежи углеводородов. На карте проводят изолинии граничных значений лито- фациального параметра, по которым выделяют зоны пород с высоким и низким фильтрационным потенциалом. Причем в зонах пород с высоким фильтрационным потенциалом осуществляют горизонтальное бурение скважин с последующим созданием равномерного фронта вытеснения нефти, а в зонах пород с низким фильтрационным потенциалом осуществляют углубленную кумулятивную перфорацию, ориентированную в соответствии с направлением вектора напряженности породы с последующим гидроразрывом пласта, обеспечивающим разветвленную систему трещин заданной длины. 7 з.п.ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к области отбора проб жидкости и может быть использовано на нефтегазодобывающих комплексах, системах, транспортирующих нефть и газ, нефтегазоперерабатывающих заводах и других предприятиях, на которых существует необходимость отбора проб из трубопроводов и технологических аппаратов. Техническим результатом является упрощение конструкции пробоотборного устройства, снижение затрат на его изготовление, а также обеспечение непрерывности технологического процесса. Устройство содержит пробоотборную и байпасную секции, смонтированные на основном трубопроводе посредством фланцевых соединений, и снабжено системой отсекания потока жидкости с общим валом и рычагом управления, отборным краном и манометром. При этом система отсекания потока жидкости выполнена в виде трех двухходовых шаровых кранов, соединенных между собой общей системой управления, с возможностью попеременного отсекания одной из секций, а пробоотборная секция выполнена съемной с возможностью подключения технологического оборудования без изменения режима работы трубопровода. 2 ил.

Изобретения относятся к нефтегазовой промышленности и могут быть использованы для определения местонахождения углеводородного сырья при бурении скважин. Техническим результатом является упрощение и повышение достоверности способа и устройства определения пластов, содержащих углеводороды. Способ включает бурение разведочной скважины и регистрацию информационного сигнала из зоны бурения. При этом в качестве информационного сигнала регистрируют возникающее от разрушения буром материала пласта электромагнитное излучение, сравнивают полученный спектр сигналов с предварительно полученными спектрами от разрушения материалов, содержащих известное количество углеводородного сырья, и при их совпадении судят о содержании углеводородов в пробуриваемом пласте. Кроме того, возникающий в объеме бура сигнал регистрируют радиоантенной, расположенной на земной поверхности, а бур электрически изолируют от обсадной трубы. 2 н. и 1 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к горному делу и может быть использовано в области геофизики. Техническим результатом является повышение качества и надежности интерпретации данных каротажа. Способ включает проведение геофизических исследований скважины (ГИС) с использованием импульсного нейтрон-гамма спектрометрического каротажа, определение компонентного состава пород, включая пористость и коэффициент текущего нефтенасыщения (К_н). Предварительно подготавливают коллекцию образцов керна из коллекторов, вскрытых опорными скважинами, по результатам исследования которой определяют текущую водонасыщенность (К_в), коэффициенты относительной фазовой проницаемости по нефти и по воде ( ), экспоненциальные значения относительной водо- и нефтепроницаемости (n_в n_н), коэффициент глинистости (К _гл), коэффициент пористости (К_п), петрофизические параметры (a, b) связи коэффициента остаточной водонасыщенности и отношения объемной глинистости к пористости, коэффициент остаточной нефтенасыщенности (К_но), далее рассчитывают коэффициент остаточного водонасыщения К_во=a*(К_гл/К _п)+b, после чего вычисляют коэффициент обводненности притока (К_оп) и по полученному коэффициенту обводненности проводят оценку ожидаемого состава притока. 3 ил.

Изобретение относится к мониторингу свойств углеводородных пластов и свойств добываемых флюидов во время добычи, особенно в ходе механизированной добычи. Техническим результатом является определение характеристик параметров призабойной зоны и получение более качественных характеристик пласта на границе раздела пласта и скважины. Для определения свойств углеводородного пласта и добываемых флюидов в процессе добычи, в соответствии с которым по меньшей мере один раз регистрируют акустический сигнал, представляющий собой отклик системы скважина-пласт на акустические импульсы давления. Источником импульсов давления является электрический погружной насос, расположенный внутри скважины. Акустический сигнал регистрируют по меньшей мере одним датчиком, размещенным в забойной камере скважины и измеряющим по меньшей мере один количественный физический показатель системы скважина-пласт, характеризующий процесс распространения акустического импульса в скважине. Создают математическую модель распространения акустических импульсов давления в забойной камере и сравнивают данные, полученные путем моделирования, с данными, полученными путем регистрации акустического сигнала, представляющего собой отклик системы скважина-пласт. Регулируют параметры пласта в математической модели для обеспечения соответствия по меньшей мере одного количественного физического показателя системы скважина-пласт, полученного путем моделирования, тому же количественному физическому показателю, полученному путем регистрации, и определяют свойства пласта и добываемых флюидов как параметры, обеспечивающие соответствие. 18 з.п. ф-лы, 3 ил.

Изобретение относится к разработке углеводородных залежей сложного геологического строения с неоднородными, в том числе низко проницаемыми коллекторами. Техническим результатом является повышение точности, надежности и значительное уменьшение времени определения значения коэффициента извлечения нефти (КИН). Способ включает лабораторные и геофизические исследования фильтрационно-емкостных свойств горной породы, в том числе коэффициентов пористости, проницаемости, нефтенасыщенности и вытеснения нефти, определение поля градиентов давления по площади залежи. Причем коллекторские и фильтрационно-емкостные свойства определяются в расширенном диапазоне давления и линейной скорости, соответственно до 1 10^-4 МПа/м и 1 10^-4 м/сутки, на базе полученных данных и результатов ГИС. Определяют статистическую поровую гидродинамсческую и энергетическую структуру горной породы залежи, в том числе подвижных (извлекаемых) запасов углеводородов в поле градиентов давления, а КИН рассчитывают как долю порового объема залежи с подвижными запасами углеводородов (нефти) в поле градиентов давления средне статистического участка, приходящегося на одну добывающую скважину, имеющего среднестатистические параметры ФЕС горной породы залежи с типовым полем градиентов давления рассматриваемой технологической схемы разработки. 1 пр., 3 табл., 3 ил.

Изобретение относится к способу планирования и динамического обновления операций отбора проб во время бурения в подземном пласте. Техническим результатом является увеличение эффективности и/или производительности операции отбора проб пластовой текучей среды или работы. Способ включает идентифицирование множества процессов и их параметров, причем процессы включают в себя процессы бурения и отбора проб и параметры включают в себя параметры бурения и отбора проб. Способ также включает обработку параметров для каждого из процессов с помощью спецпроцессора моделирования, создающего прогнозы, связанные с отбором проб в пласте, причем спецпроцессор моделирования включает в себя, по меньшей мере, один из имитатора гидравлической системы ствола скважины, имитатора фильтрационной корки бурового раствора, имитатора пластового течения или имитатора ответной реакции инструмента. Способ также включает систематизацию прогнозов, связанных с отбором проб в пласте, на основании, по меньшей мере, одного из качества текучей среды пробы, продолжительности процесса отбора проб, производительности процесса отбора проб или стоимости отбора проб, и планирование операции отбора проб на основании систематизированных прогнозов. 4 н. и 21 з.п. ф-лы, 15 ил.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности в области контроля за разработкой нефтегазовых месторождений. Техническим результатом является получение достоверной информации о пространственном распределении переменной эффективной проницаемости, имеющей характер пропускной способности флюидов пласта под воздействием стационарного давления по площади. Способ включает создание стационарного аномального давления в выбранной скважине -источнике в интервале продуктивного пласта, веерную регистрацию интервального времени распространения установившегося режима давления в том же пласте до скважин приемников, распределенных по сети на площади месторождения, последовательное повторение веерной регистрация интервального времени распространения установившегося давления с использованием в качестве скважин источника аномального давления максимально большого числа скважин, участвующих в веерной регистрации, с последующей обработкой полученных двухиндексных данных интервального времени по томографической модификации методов интегральной геометрии, адаптированной к кинематическим уравнениям движения установившегося потока флюидов в неоднородной среде с использованием оптимизационных принципов.

Изобретение относится к получению характеристик пластового флюида, имеющегося в подземном пласте, во время бурения. Техническим результатом является коррекция измеренных концентраций компонентов газа в буровом растворе. Показатели улавливания газа для представляющих интерес компонентов газа, легких углеводородов, измеряют во время исследования свойств бурового раствора и корректируют, используя относительные факторы отклика, определяемые на основании показателей из лабораторного анализа флюида и связанных показателей эффективности извлечения. Относительные факторы отклика для каждого представляющего компонента газа используют для коррекции дополнительных показателей улавливания газа, измеряемых в той же самой скважине, или для коррекции показателей улавливания газа, измеряемых в окружающих скважинах с использованием аналогичной промывочной жидкости. Скорректированные показатели улавливания газа для каждого из представляющих интерес компонентов газа используют для вычисления газовых факторов для получения характеристик пластового флюида на основании объема бурового раствора. 3 н. и 12 з.п. ф-лы, 3 табл., 5 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при разведке и управлении разработкой месторождений углеводородного сырья. Техническим результатом является получение объективных данных о физико-химических свойствах добываемой нефти, а именно оптических свойствах для расчета остаточных извлекаемых запасов нефти и определения текущих свойств коллекторов разрабатываемого месторождения, а также данных по обводненности продукции скважин в промысловых условиях. Способ включает отбор проб нефти, определение оптических свойств отобранных проб в видимой части спектра при разных длинах волн в лабораторных условиях, статистическую обработку полученных данных и корреляцию промысловых и лабораторных данных. На основе лабораторных исследований с учетом выявленных полученных зависимостей осуществляется подсчет остаточных извлекаемых запасов нефти. Статистическая обработка и корреляция промысловых и лабораторных данных заключается в расчетах среднеквадратических значений, дисперсии и коэффициентов вариации коэффициента светопоглощения Ксп по математической формуле. При комплексной интерпретации данных выявлена зависимость коэффициента вариации Ксп от накопленной добычи нефти в виде линейной регрессии, представленной математической формулой. 5 ил.

Изобретение может быть использовано при разработке месторождений углеводородов. Устройство для оценки динамики процесса прямоточной капиллярной пропитки образцов пород относится к области петрофизических исследований. Устройство предназначено для определения динамики изменения веса образца породы в процессе капиллярной прямоточной пропитки и расчета на основе полученных данных некоторых петрофизических параметров, в частности количества защемленного газа. В устройстве реализовано автоматическое сохранение уровня контактирующей с образцом жидкости без жесткой или упругой связи с буферной емкостью, подпитывающей водой образцовую камеру. Это позволяет проводить, практически без погрешности, постоянное взвешивание образцовой камеры с образцом, который в процессе впитывания воды за счет капиллярного насыщения постоянно увеличивает свой вес. Данные изменения веса во времени, зафиксированные электронными весами, обрабатываются с помощью компьютера. Техническим результатом является повышение точности оценки динамики насыщения породы за счет гидродинамической связи образцовой камеры и буферной емкости. 1 з.п. ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при отборе проб жидкости из трубопровода. Устройство включает пробозаборную трубку, смонтированную в трубопроводе перпендикулярно движению потока и имеющую входное отверстие щелевидной формы со стороны движения потока. Во входном отверстии щели выполнены по горизонтали по всей высоте трубопровода и направлены навстречу потоку жидкости Глубина щелей меняется от малой вблизи стенок трубопровода до наибольшей вблизи оси трубопровода. Напротив входного отверстия в пробозаборной трубке выполнена вертикальная щель. 1 табл., 4 ил.

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

Изобретение относится к способу исследования, обеспечивающего оценку части природного газа, добываемого из плотных газовых коллекторов, с помощью анализа изотопного состава извлеченного газа и корреляции этого изотопного состава с коэффициентом газоотдачи. Технический результат направлен на получение уточненной оценки коэффициента газоотдачи, которая основана на калиброванном соотношении между изменениями изотопного состава одного или более компонентов добытого газа и коэффициентом газоотдачи для объема, дренированного продуктивной газовой скважиной. Способ оценки коэффициента газоотдачи для объема, дренированного по меньшей мере одной продуктивной газовой скважиной, включает: калибровку изменений изотопного состава по меньшей мере одного компонента газа, добытого из газовой скважины, с ростом коэффициента газоотдачи. Взятие пробы газа, добытого из продуктивной скважины, и анализ пробы для получения изотопного состава компонента добытого газа. Использование калибровки, полученной ранее, и определенного изотопного состава для оценки коэффициента газоотдачи для объема, дренированного газовой скважиной. Использование оценки коэффициента газоотдачи и совокупного объема газа, добытого из газовой скважины, для определения объема, дренированного газовой скважиной. 8 з.п. ф-лы, 3 ил.

Изобретение относится к области нефтяной и газовой промышленности и предназначено для оперативного исследования пластов бурящихся поисково-разведочных скважин без подъема бурильных труб при проведении исследований. Техническим результатом изобретения является повышение эффективности опробования вскрытых бурением коллекторов, в том числе и в осложненных стволах глубоких скважин. Для чего при отборе проб измеряют значения удельной электропроводности поступающей в пробоотборную камеру жидкости. При этом измеренные значения удельной электропроводности и показания датчиков давления и температуры регистрируют наземной приемно-обрабатывающей станцией, а для образования канала связи с ней и обеспечения спуско-подъема опробователя используют бронированный геофизический кабель, выведенный из бурильной колонны через уплотнительное устройство. Причем до вскрытия потенциально продуктивного пласта опробователь на виброударобезопасном расстоянии от долота фиксируют на кабеле в надпакерном пространстве наддолотного пакерующего узла, обеспечивающем прямую циркуляцию раствора, а после вскрытия осуществляют операцию опробования путем многократного отбора проб и проведения дистанционного экспресс-анализа состава флюида в каждой из них по удельной электропроводности, для чего в камеру путем поршневого вытеснения освобождают от первой пробы с выкидом флюида в надпакерное пространство. Затем приводят ее в исходное рабочее состояние и аналогично отбору первой пробы производят последующие отборы проб флюида до тех пор, пока не наступит экстремум значений удельной электропроводности и по этому показателю принимают решение о подъеме последней пробы из скважины либо о продолжении процесса бурения, а о параметрах пласта судят по показаниям датчиков давления, температуры и по величине и скорости приращений удельной электропроводности. 2 н. и 6 з.п. ф-лы, 6 ил.

Изобретение относится к технике отбора глубинных проб в нефтяных и газовых скважинах и предназначено для контроля параметров глубинной пробы без разгерметизации пробоотборной камеры для повышения эффективности процесса доставки пробы из пласта в лабораторию для анализа. Техническим результатом является контроль параметров полного объема глубинной пробы, получение достоверной информации о флюиде, создание экономически эффективного способа контроля. Способ включает отбор глубинной пробы пробоотборником и транспортировку ее к поверхности. При этом поднятую на поверхность герметизированную пробоотборную камеру устанавливают в различных положениях под вертикальными углами не более 180 градусов и производят измерения флюида с помощью первичных датчиков, установленных внутри пробоотборной камеры на поверхности разделительного поршня, затем анализируют и вычисляют содержание глубинной пробы. 7 ил.

Изобретение относится к способу оценки вероятности добычи на буровой площадке. Техническим результатом является определение продуктивных пластов-коллекторов. Способ содержит этапы, на которых собирают данные из разведочной скважины и выполняют анализ неопределенности данных. Подготавливают разведочную скважину для прохождения потока путем выполнения, по меньшей мере, одного восстановительного мероприятия в стволе разведочной скважины. Идентифицируют начальную скорость потока углеводородов из ствола разведочной скважины. Выполняют выбранный способ заканчивания разведочной скважины. Определяют вторую скорость потока углеводородов из ствола скважины для идентификации увеличенного количества добычи вследствие восстановительного мероприятия. В ответ на идентификацию увеличившегося количества добычи вследствие восстановительного мероприятия оценивают результаты для ствола скважины с использованием модели одной скважины и масштабируют результаты до уровня месторождения. 2 н. и 18 з.п. ф-лы, 9 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при определении нефтенасыщенных пластов в разрезе скважины. Предложен способ определения нефтенасыщенных пластов, согласно которому отбирают и исследуют керн и проводят индукционный каротаж и нейтронный гамма-каротаж или нейтрон-нейтронный каротаж и анализируют каротажные кривые в кровельной части продуктивного яруса. При этом выявляют пласты с кажущимися удельными сопротивлениями по индукционному каротажу не более 6-8 Ом·м и показаний на кривых нейтронного гамма каротажа или нейтрон-нейтронного каротажа, составляющих 85% и менее от значений ниже расположенных пластов. Среди выявленных пластов выбирают пласты без глинистых перемычек с пластами из карбонатных нефтенасыщенных пород и со значениями кажущихся удельных сопротивлений по индукционному каротажу не менее 15 Ом·м. Затем уточняют литологический состав выявленных пластов и при наличии в их составе нефтенасыщенного песчаника делают вывод о терригенном происхождении данных пластов. Далее уточняют значения коэффициентов пористости, проницаемости и нефтенасыщенности, при превышении нижних границ которых для данного региона выявленные пласты относят к продуктивным. Предложенный способ обеспечивает повышение детальности и достоверности определения по данным ГИС геологических характеристик пород. 1 табл.

Система для кернового бурения подземного пласта, окружающего ствол скважины, содержит корпус инструмента, предназначенный для установки в стволе скважины вблизи пласта проходки ствола для отбора керна, двигатель, головку привода вращения, соединенную с двигателем, вращающийся инструмент, соединенный с головкой привода вращения одним концом и несущий буровое долото на другом конце, механизм привода, включающий в себя якорное крепление для закрепления в стволе скважины и аксиальный привод для перемещения корпуса инструмента и вращающегося инструмента. В состав инструмента входит направляющая для отталкивания вращающегося инструмента вбок от ствола скважины в окружающий пласт. При этом вращающийся инструмент является трубчатым инструментом кернового бурения, несущим кольцевое буровое долото. Полый вал проходит от головки привода вращения в корпус инструмента. Двигатель соединен с внешней поверхностью полого вала для привода головки вращения. Система также включает муфту привязки ориентации, окружающую вал. Технический результат заключается в повышении эксплуатационной надежности системы. 25 ил.