RU2017105582A - Способ и установка для контроля дебита нефтяных скважин - Google Patents
Способ и установка для контроля дебита нефтяных скважин Download PDFInfo
- Publication number
- RU2017105582A RU2017105582A RU2017105582A RU2017105582A RU2017105582A RU 2017105582 A RU2017105582 A RU 2017105582A RU 2017105582 A RU2017105582 A RU 2017105582A RU 2017105582 A RU2017105582 A RU 2017105582A RU 2017105582 A RU2017105582 A RU 2017105582A
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- flow rate
- layer
- sensors
- thickness
- Prior art date
Links
- 238000009434 installation Methods 0.000 title claims 2
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims 2
- 239000010410 layer Substances 0.000 claims 14
- 239000011229 interlayer Substances 0.000 claims 7
- 230000002285 radioactive effect Effects 0.000 claims 6
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims 5
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims 3
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims 3
- 230000014509 gene expression Effects 0.000 claims 2
- 238000011160 research Methods 0.000 claims 2
- 241000282326 Felis catus Species 0.000 claims 1
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 claims 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/10—Locating fluid leaks, intrusions or movements
Landscapes
- Physics & Mathematics (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
- Measuring Volume Flow (AREA)
Claims (18)
1. Способ контроля дебита нефтяных эксплуатационных скважин, при котором в скважине размещают скважинное средство геофизических исследований скважины (ГИС) с группой датчиков параметров скважины, в качестве которых выбирают датчики радиоактивного каротажа, посредством скважинного кабеля соединяют средство ГИС с поверхностным аппаратурным модулем, в который включают последовательно соединенные блок измерения параметров скважины и блок обработки данных измерений, и определяют газонасыщенность призабойной зоны пласта скважины, по которой судят о величине суммарного дебита на устье скважины, отличающийся тем, что выполняют контроль как суммарного дебита QΣ на устье скважины по всему пласту толщиной , так и контроль попластового дебита Qi i-х (i=1, 2,…, m) интервальных пропластков толщиной hi, при этом скважинное средство ГИС дополнительно к датчикам радиоактивного каротажа, позволяющим определять газоносность Kгi пропластков, снабжают датчиками пористости Kпi и толщины hi пропластков, а количественную оценку дебита Qi каждого пропластка формируют в соответствии с выражениями
где Qi - количественная оценка дебита i-го пропластка;
QΣ - суммарный дебит скважины, определяемый на устье;
Kгi - коэффициент газонасыщенности i-го пропластка, определенный при радиоактивном каротаже скважины;
Kпi - пористость i-го пропластка;
hi - толщина i-го пропластка;
i - номер пропластка в общем числе m пропластков пласта (i=1,2,…, m).
2. Установка для контроля дебита нефтяных эксплуатационных скважин, содержащая скважинное средство геофизических исследований скважины (ГИС) с группой датчиков параметров скважины, связанное каротажным кабелем с поверхностным аппаратурным модулем, включающим последовательно соединенные блок измерения параметров скважины и блок обработки данных измерений, выполненный с возможностью определения газонасыщенности призабойной зоны пласта в скважине, причем в качестве датчиков скважинного средства ГИС выбраны датчики радиоактивного каротажа, отличающаяся тем, что она выполнена с возможностью контроля как суммарного дебита QΣ на устье скважины по всему пласту толщиной , так и контроля пропластового дебита Qi i-х (i=1, 2,…, m) интервальных пропластков толщиной hi, при этом скважинное средство ГИС дополнительно к датчикам радиоактивного каротажа, позволяющим определять газоносность Kгi пропластков, снабжено датчиками пористости Kпi и толщины hi пропластков, а блок обработки измерений дополнительно включает формирователь количественной оценки дебита Qi каждого i-го пропластка, входы которого через блок измерения соединены с выходами датчиков средства ГИС, причем формирователь количественности оценки дебита Qi каждого пропластка выполнен в виде вычислительного устройства, реализующего алгоритм в соответствии с выражениями
где Qi - количественная оценка дебита i-го пропластка;
QΣ - суммарный дебит скважины, определяемый на устье;
Kгi - коэффициент газонасыщенности i-го пропластка, определенный при радиоактивном каротаже скважины;
Kпi - пористость i-го пропластка;
hi - толщина i-го пропластка;
i - номер пропластка в общем числе m пропластков пласта (i=1,2,…, m).
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2017105582A RU2651832C2 (ru) | 2017-02-20 | 2017-02-20 | Способ и установка для контроля дебита нефтяных скважин |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2017105582A RU2651832C2 (ru) | 2017-02-20 | 2017-02-20 | Способ и установка для контроля дебита нефтяных скважин |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2017105582A true RU2017105582A (ru) | 2017-08-10 |
RU2651832C2 RU2651832C2 (ru) | 2018-04-24 |
Family
ID=59631898
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2017105582A RU2651832C2 (ru) | 2017-02-20 | 2017-02-20 | Способ и установка для контроля дебита нефтяных скважин |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2651832C2 (ru) |
Family Cites Families (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2112138C1 (ru) * | 1996-02-25 | 1998-05-27 | Василий Иванович Тищенко | Способ исследования нефтяных (жидкостных) скважин, эксплуатируемых при динамическом уровне, по нестационарному режиму фильтрации |
GB9916022D0 (en) * | 1999-07-09 | 1999-09-08 | Sensor Highway Ltd | Method and apparatus for determining flow rates |
RU23001U1 (ru) * | 2001-11-05 | 2002-05-10 | Коноплев Юрий Васильевич | Устройство для выделения отдающих нефтеносных пластов в нефтяной скважине |
RU2397321C1 (ru) * | 2009-10-20 | 2010-08-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ определения дебитов совместно эксплуатируемых пластов |
RU2476670C1 (ru) * | 2011-09-15 | 2013-02-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпромнефть Научно-Технический Центр" (ООО "Газпромнефть НТЦ") | Способ определения фильтрационных свойств совместно работающих пластов (варианты) |
RU2474687C1 (ru) * | 2011-10-26 | 2013-02-10 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Способ определения профиля притока флюидов многопластовых залежей |
-
2017
- 2017-02-20 RU RU2017105582A patent/RU2651832C2/ru not_active IP Right Cessation
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
RU2651832C2 (ru) | 2018-04-24 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US8762118B2 (en) | Modeling hydraulic fractures | |
CN103698811B (zh) | 一种碳酸盐岩岩石结构组分测井定量识别方法及其用途 | |
Dohmen et al. | A new surveillance method for delineation of depletion using microseismic and its application to development of unconventional reservoirs | |
WO2017074869A1 (en) | Near real-time return-on-fracturing-investment optimization for fracturing shale and tight reservoirs | |
US20140035590A1 (en) | Dielectric tool-based formation porosity logging system and methods | |
US10378344B2 (en) | Formation skin evaluation | |
Lascelles et al. | Applying Subsurface DNA Sequencing in Wolfcamp Shales, Midland Basin | |
US9890632B2 (en) | Systems, computer medium and computer-implemented methods for logging using a logging tool with adjustable detectors | |
CA3106971C (en) | Automated production history matching using bayesian optimization | |
CN106979006A (zh) | 地层压力的确定方法和装置 | |
AU2017201911A1 (en) | Triple Phase Evaluation of Formation Fluids | |
US20220327324A1 (en) | Unsupervised well log reconstruction and outlier detection | |
US10401808B2 (en) | Methods and computing systems for processing and transforming collected data to improve drilling productivity | |
WO2017023318A1 (en) | Quantification of crossflow effects on fluid distribution during matrix injection treatments | |
Ouadfeul et al. | Shale gas reservoirs characterization using neural network | |
WO2012125369A3 (en) | Maximum depth of investigation of measurements in a formation | |
US9482088B2 (en) | Mean regression function for permeability | |
RU2017105582A (ru) | Способ и установка для контроля дебита нефтяных скважин | |
US9822776B2 (en) | Detecting and compensating for the effects of pump half-stroking | |
CN109162696B (zh) | 一种利用补偿声波计算地层含油饱和度的方法 | |
Sarmah et al. | Characterization and production influence of geological facies in the Eagle Ford | |
Oberdorfer et al. | A five spot well cluster for hydraulic and thermal tomography | |
BR112020007511B1 (pt) | Método e sistema para avaliar reservas de hidrocarbonetos com o uso de modelos de resposta de ferramentas | |
RU135357U1 (ru) | Контрольно-измерительный комплекс для исследования технического состояния действующих скважин | |
US11542811B2 (en) | Processing hydrocarbon production data to characterize treatment effectiveness and landing zones |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20190221 |