Устройство для гидродинамического мониторинга скважин

Авторы патента:

E21B47/06 - измерение температуры или давления (измерение температуры вообще G01K; измерение давления вообще G01L)

Владельцы патента RU 2471984:

Открытое акционерное общество "Научно-производственная фирма "Геофизика" (ОАО НПФ "Геофизика") (RU)

Изобретение относится к горному делу и может быть применено для гидродинамических исследований скважин в режиме депрессии. Устройство содержит подвешиваемый на геофизическом кабеле герметичный корпус, в котором размещены электродвигатель, связанный с ним посредством винтовой передачи электромеханический пакер и управляемое клапанное устройство. При этом устройство дополнительно оснащено блоком коммутации, установленным выше электродвигателя, якорем, установленным выше электромеханического пакера, двумя компенсаторами давления, один из которых установлен выше якоря, а второй установлен ниже уравнительного клапана, наконечником кабельной головки, установленным в нижней части устройства, и дистанционным скважинным прибором, прикрепляемым к наконечнику кабельной головки. Причем блок коммутации и электродвигатель размещены в герметичном корпусе. Технический результат заключается в повышении надежности герметичного перекрытия полости НКТ и обеспечении возможности оперативного контроля изменения давления при работе в скважинах в режиме депрессии. 2 ил.

Устройство для гидродинамического мониторинга скважин предназначено для гидродинамических исследований скважин в режиме депрессии, а именно для осуществления герметичного перекрытия внутренней полости колонны НКТ с целью записи кривой восстановления давления (КВД) пласта с применением дистанционных геофизических приборов для оперативного определения гидродинамических параметров пласта.

Известно устройство для гидродинамических исследований скважин (RU, патент №2199009, E21B 49/00, 2003), содержащее пакерующее устройство, депрессионную камеру с атмосферным давлением для создания притока флюида из пласта и образованную набором насосно-компрессорных труб с клапанной системой, герметичный пробоотборник и дистанционные датчики давления для контроля всего процесса гидродинамических испытаний. Устройство спускается в скважину на геофизическом кабеле, а управление пакером и клапанной системой депрессионной камеры осуществляется одним электрогидромеханическим приводом.

Известное устройство обеспечивает поинтервальную опрессовку эксплуатационной колонны, многоцикловое депрессионно-репрессионное воздействие на обрабатываемые пласты с очисткой ПЗП с извлечением продуктов очистки на поверхность, а также испытание продуктивных пластов при однопакерной компоновке оборудования с регистрацией КВД и выдачей гидродинамических параметров и отбором герметичных проб.

Известны способ и устройство для контроля качества откачки флюида с помощью анализа скорости притока флюида из породы (RU, патент 2349751, E21B 49/08, 2009). Устройство содержит спускаемый на кабеле прибор, оснащенный якорем, двумя пакерами для разобщения кольцевого пространства скважины с образованием верхнего кольцевого пространства, герметично изолированного среднего кольцевого пространства и нижнего кольцевого пространства. Прибор также оснащен уплотнительным башмаком с гидравлическим каналом, способным выборочно выдвигаться, циркуляционным клапаном над верхним пакером и уравнительным клапаном, размещенным в герметичном среднем кольцевом пространстве. В состав прибора входит телесистема, блок передачи данных в виде скважинного контроллера и процессора и источник энергии для обеспечения двусторонней связи с поверхностью и электроснабжения глубинных компонентов.

Известные способ и устройство решают задачу контроля изменения давления в процессе испытания скважины, а также повышение достоверности анализа скорости притока пластового флюида, параметров его сжимаемости и подвижности.

Известен прибор для опрессовки и исследования скважин (RU, патент №2339811, E21B 47/00, 2008 г.), содержащий подвешиваемый на кабель-канате корпус, в котором установлены датчики гидродинамических параметров жидкости с блоком обработки и выдачи результатов исследования в реальном времени, электродвигатель, электромеханический пакер с управляемым клапанам, расходомер и манометр, смонтированные на линии подачи рабочей жидкости в скважину.

Прибор обладает большой разрешающей способностью измерений гидрогеологических параметров исследуемой скважины и обеспечивает контроль перепада давления под и над пакером с выдачей результатов измерений контролируемых параметров в реальном режиме времени. Прибор эффективен при работе в глубинных скважинах с низким давлением.

К недостаткам известных устройств следует отнести сложность конструкции, а также сложности в практической реализации и ограниченное применение. А именно:

- для спуска прибора в скважину на геофизическом кабеле в известных приборах необходимо предварительно выполнить подготовительные действия по глушению скважины, извлечению НКТ из скважины, очистке стенок колонны в интервале пакеровки, что ведет к дополнительным временным и производственным затратам;

- для разобщения обсадной колонны в известных устройствах применяются пакерующие элементы больших габаритов, для передачи механической сжимающей нагрузки на которые необходимо на электропривод подавать высокое напряжение питания. Это в свою очередь отражается на особых требованиях по подбору мощного наземного источника питания и геофизического кабеля с большим сечением жил проводов, при этом длина такого геофизического кабеля ограничена размерами барабана каротажного подъемника, соотвественно ограничена глубина спуска устройства;

- диапазон диаметров исследуемых скважин ограничивается диаметром пакерующих устройств известных приборов и длиной всего комплекса в целом.

Задачей настоящего изобретения является создание многофункционального мобильного устройства, обеспечивающего надежность герметичного перекрытия полости НКТ и оперативный контроль изменения давления при работе в скважинах в режиме депрессии.

Поставленная задача решается следующим образом.

В устройстве для гидродинамического мониторинга скважин, содержащем подвешиваемый на геофизическом кабеле корпус, в котором размещены блок датчиков гидродинамических параметров жидкости, электродвигатель, связанный с электродвигателем посредством винтовой передачи электромеханический пакер, и управляемое клапанное устройство, согласно изобретению блок датчиков гидродинамических параметров жидкости исключен, при этом устройство дополнительно снабжено блоком коммутации, установленным выше электродвигателя, якорем, установленным выше электромеханического пакера, двумя компенсаторами давления, один из которых установлен над якорем, а второй установлен ниже уравнительного клапана, и наконечником кабельной головки, установленным в нижней части устройства. Причем блок коммутации и электродвигатель размещены в герметичном корпусе.

В отличие от известных аналогов, предложенное устройство для гидродинамического мониторинга скважин имеет следующие преимущества:

- исключение из корпуса блока датчиков гидродинамических параметров жидкости позволяет значительно уменьшить габаритные размеры корпуса, что позволяет использовать предложенное малогабаритное устройство для многократного закрытия скважины для изоляции интервала исследований обсаженных скважин различных диаметров, снабженных колонной НКТ и эксплуатационным пакером, а наличие дополнительного наконечника кабельной головки в нижней части устройства обеспечивает возможность присоединения к нему по мере необходимости различных геофизических промысловых приборов, работающих на каротажном геофизическом кабеле;

- наличие блока коммутации обеспечивает дистанционное управление работой электродвигателя, а соответственно, и открытием-закрытием пакера с якорем, что повышает оперативность управление работой предложенного устройства;

- размещение электродвигателя с блоком коммутации в герметичном корпусе обеспечивает изоляцию токоведущих элементе, устройства от агрессивной скважинной среды, повышая тем самым надежность и срок эксплуатации предложенного устройства;

- наличие якоря в конструкции обеспечивает центрирование пакера, равномерно распределяя деформацию перекрывающего элемента пакера по окружности, а также повышает надежность фиксации предложенного устройства в полости НКТ или в скважине, предотвращая его движение при возникновении избыточного давления в трубной или подпакерной полости скважины;

- наличие компенсаторов давления позволяет примененять в конструкции малогабаритный электромеханический привод, тем самым снижая габаритные размеры предложенного устройства в целом и обеспечивая возможность использования предложенного устройства для мониторинга скважин с высоким избыточным давлением.

При наличии совокупности указанных признаков предложенное устройство

- может использоваться для дистанционной регистрации КВД в момент остановки насосных агрегатов с помощью глубинного манометра, подсоединенного к корпусу посредством наконечника кабельной головки в нижней части устройства;

- может использоваться для отбора представительных проб пластового флюида при закрытии скважины на КВД с помощью глубинного пробоотборника, прикрепленного к наконечнику кабельной головки в нижней части корпуса;

- в комплексе с подключенными к наконечнику кабельной головки в нижней части устройства (и/или к кабельной головке верхней части корпуса) дистанционными скважинными приборами может использоваться для гидродинамических исследований и/или геофизического каротажа скважин;

- простота конструкции, малая потребляемая мощность, защита токоведущих элементов предложенного устройства обеспечивают технологичность его изготовления и надежность практического использования.

На фиг.1 показана схема конструкции устройства для гидродинамического мониторинга скважин.

На фиг.2 показан вариант компоновки устройства для гидродинамического мониторинга скважин при проведении регистрации КВД.

Устройство для гидродинамического мониторинга скважин (далее устройство) содержит спускаемый на геофизическом кабеле 1 герметичный корпус 2, с размещенными в нем блоком коммутации 3 и электродвигатель 4 с планетарным редуктором 5, винт 6 и гайку 7, образующие винтовую пару для преобразования вращательного момента электродвигателя 4 в осевую силу, центральный шток 8, соединенный с гайкой 7 в верхней части, а в нижней части соединенный с толкателем 9, пакер 10, якорь 11 и уравнительный клапан 12 с уплотнительными кольцами 13. Центральный шток 8 снабжен компенсаторами давления 14 и 15. Устройство снабжено стандартной стыковочной приборной головкой 16, установленной в верхней части корпуса 2 и стандартным наконечником кабельной головки 18, установленным в нижней части устройства.

Стыковочная приборная головка 16 служит для крепления устройства к наконечнику 17 геофизического кабеля 1 и обеспечивает контактное соединение жил геофизического кабеля 1 с электрическими выводами блока коммутации 3 и проходными транзитными жилами 19 от наконечника кабельной головки 18. Блок коммутации 3 обеспечивает дистанционное управление работой электродвигателя 4, посредством которого осуществляется работа пакера 10, и механически связанным с ним якоря 11.

В процессе работы устройства пакер 10 обеспечивает герметичное перекрытие полости НКТ. Якорь 11 при этом центрирует устройство в целом и фиксирует его посредством плашек 20, предотвращая движение устройства под воздействием избыточного давления ниже интервала перекрытия. Компенсаторы 14 и 15 гидравлически уравновешивают сжимающее воздействие гидравлического давления от столба жидкости на центральный шток 8, сочлененный с корпусом 2 и толкателем 9. Уравнительный клапан 12 обеспечивает выравнивание давления между изолированными интервалами НКТ при закрытии пакера 10.

Устройство для гидродинамического мониторинга скважины работает следующим образом.

Для мониторинга КВД в процессе освоения и/или исследования скважины на депрессии, размещенный на барабане 22 каротажного подъемника, кабель 1 стыкуют с приборной головкой 16 устройства для гидродинамического мониторинга скважин (далее устройства) посредством наконечника 17 геофизического кабеля 1. При этом к наконечнику кабельной головки 18 присоединяют манометр 21. Компоновку спускают в колонну НКТ 24, снабженную эксплуатационным пакером 25. По достижении заданной глубины оператором по геофизическому кабелю 1 подается управляющий ток положительной полярности на блок коммутации 3, в результате чего посредством винтовой передачи электродвигателя 4 происходит раскрытие якоря 11, плашки 19 которого выдвигаются до упора в стенки НКТ. После раскрытия якоря 11 раскрывается пакер 10. Предельная величина открытия пакера 10 контролируется амперметром 26 наземного блока питания 27, отображающим вначале ток холостого хода редуктора электродвигателя 4, а затем - конечную нагрузку на пакерующий элемент (резиновые манжеты - на фиг. не показаны) пакера 10.

После раскрытия пакера 10 приток жидкости к скважину прекращается. По оперативным данным изменения уровня столба жидкости выше изолированного интервала от прибора 23 и по оперативным данным изменения давления во времени ниже изолированного интервала от манометра 21 определяют герметичность изоляции полости НКТ. Параметры кривой восстановления давления в подпакерном пространстве регистрируют манометром 21.

По кривой притока и кривой восстановления давления пласта во времени наземным регистратором 28 определяются гидродинамические параметры пласта, и оператором принимается решение о продолжении или прекращении работ по вызову притока из пласта или об осуществлении мероприятий по воздействию на призабойную зону пласта с целью интенсификации притока.

По окончании измерения и записи на блок коммутации 3 устройства подается ток отрицательной полярности, в результате чего электродвигатель 4 изменяет направление вращения электропривода. Резиновые манжеты пакера 10 и плашки 20 якоря 11 посредством винтовой передачи принудительно возвращаются в исходное положение. Пакер 10 закрывается. При этом открывается уравнительный клапан 12, выравнивающий давление выше и ниже устройства. Амперметром 26 блока питания 27 контролируется изменение тока, и по достижении нулевого значения тока блок питания 27 отключается. Компоновка извлекается из скважины на поверхность.

В зависимости от поставленной задачи вместо манометра 21 может быть подключен комплексный скважинный прибор, на который по мере необходимости подается сигнал, например, для отбора проб пластового флюида.

Кроме того, в зависимости от решаемых задач, предложенное устройство может быть состыковано с комплексным скважинным прибором и/или глубинным манометром либо с двумя комплексными скважинными приборами посредством стыковочной приборной головки 16 и/или наконечника кабельной головки 18 в любой последовательности с учетом того, что верхний комплексный скважинный прибор будет оснащен проходными транзитными жилами для передачи сигналов к наземной аппаратуре.

Таким образом, предложенное устройство для гидродинамического мониторинга скважины

- имеет более широкие функциональные возможности использования по сравнению с известными аналогичными устройствами, отличается высокой надежностью изоляции ствола, простотой и малыми габаритами конструкции,

- обеспечивает снятие кривой восстановления давления (КВД) при закрытии скважины на забое, что способствует выбору оптимального режима дальнейшей эксплуатации скважины и качественному определению гидродинамических параметров пласта,

- может использоваться как самостоятельный модуль при одновременно-раздельной эксплуатации нескольких добывающих и/или нагнетательных объектов (пласт, пропласток) одной фонтанной, газлифтной, насосной, пьезометрической или нагнетательной скважин.

Устройство для гидродинамического мониторинга скважин, содержащее подвешиваемый на геофизическом кабеле корпус, в котором размещены электродвигатель, связанный с ним посредством винтовой передачи электромеханический пакер и управляемое клапанное устройство, отличающееся тем, что устройство дополнительно оснащено блоком коммутации, установленным выше электродвигателя, якорем, установленным выше электромеханического пакера, двумя компенсаторами давления, один из которых установлен выше якоря, а второй установлен ниже уравнительного клапана, наконечником кабельной головки, установленным в нижней части устройства, и дистанционным скважинным прибором, прикрепляемым к наконечнику кабельной головки, причем блок коммутации и электродвигатель размещены в герметичном корпусе.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и предназначено для измерения давления бурового раствора в процессе бурения скважин. .

Способ вызова притока пластового флюида из скважины // 2470150

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может быть использовано при освоении скважин с пластовым давлением в пределах от 0,8 до 1 от гидростатического давления столба жидкости в скважине.

Способы управления работой системы перфораторов в стволе скважины, гидроразрыва и обработки подземного пласта // 2467160

Способ вызова притока пластового флюида из скважины // 2466272

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может быть использовано при освоении и исследовании скважин. .

Способ определения пластовых давлений при разработке многопластовых газовых и газоконденсатных месторождений // 2465454

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при разработке и эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений на основе данных по пластовым давлениям.

Способ определения пластового давления в межскважинном пространстве // 2465453

Изобретение относится к гравиметрической разведке и может быть применено для определения пластового давления в межскважинном пространстве для газовых и нефтяных скважин по вариациям силы тяжести.

Способ определения профиля притока флюидов и параметров околоскважинного пространства // 2460878

Изобретение относится к области геофизических исследований нефтяных и газовых скважин, а именно к определению профиля притока флюидов и параметров призабойной зоны многопластовых скважин.

Способ автоматического регулирования режима работы газовой скважины // 2455469

Изобретение относится к газодобывающей промышленности, в частности к добыче газа газлифтным способом, и может быть использовано для регулирования режима работы газовой скважины, эксплуатация которой осложнена наличием жидкости в потоке добываемого газа.

Способ эксплуатации скважины // 2451161

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при эксплуатации скважины. .

Испытание скважин в двух измерениях интеллектуальным датчиком-вставкой // 2450123

Способ определения основных параметров совместно работающих газовых пластов // 2473803

Изобретение относится к области промыслово-геофизических исследований совместно работающих газовых пластов, проводимых с целью определения их основных параметров: пластового давления, пластовой температуры и фильтрационных коэффициентов, необходимых для эффективной разработки месторождения

Способ и система для интерпретации испытаний свабированием с использованием нелинейной регрессии // 2474682

Способ вызова притока пластового флюида из скважины // 2485305

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при освоении добывающих скважин

Способ гидрогазодинамических исследований скважин // 2490449

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено при эксплуатации газовых, газоконденсатных и нефтяных скважин

Аппаратура для исследования скважин // 2500885

Изобретение относится к области эксплуатации скважин и может быть использовано для проведения геофизических исследований скважин. Техническим результатом является получение однозначных результатов исследований теплопроводности пластов, окружающих скважину переменного сечения. Аппаратура содержит термическую каротажную систему, выполненную в виде нагревателя, подключенного к источнику тока, термометра, соединенного выходом через усилитель с регистратором, и спускоподъемного устройства в виде лебедки с управляемым приводом, соединенного выходом с регистратором, а также кинематически связанного с лебедкой спускоподъемного устройства каротажного кабеля-троса, на конце которого закреплены друг над другом нагреватель и термометр. Дополнительно содержит блок управления, переключатель и скважинный профилемер с выходным прибором. При этом профилемер установлен на каротажном кабеле-тросе выше нагревателя, а его выход через выходной прибор подключен к блоку управления, выход которого через переключатель соединен или с управляющим входом источника тока нагревателя, или с управляющим входом управляемого привода лебедки спускоподъемного устройства. 3 з.п. ф-лы, 2 ил.

Способ исследования технического состояния скважины // 2500886

Изобретение относится к нефтегазодобывающей отрасли и может быть использовано для исследования нефтяных и газовых скважин. Техническим результатом является устранение необходимости проведения двух измерений распределений температуры вдоль оси скважины при закачке и отборе флюида для исследования технического состояния скважин. Способ включает двукратную регистрацию распределений температуры вдоль ствола скважины посредством термического каротажа с помощью двух идентичных термометров, расположенных на определенном расстоянии друг от друга вдоль ствола скважины, и с последующим сопоставлением полученных термограмм. Сопоставление полученных термограмм осуществляют путем их корреляционной обработки, по результатам которой судят о наличии геофизических неоднородностей в пластах скважины или присутствии в ней перетоков флюида. 2 з.п. ф-лы, 3 ил.

Способ определения профиля притока и параметров околоскважинного пространства в многопластовой скважине // 2505672

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 ΔТ р 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.

Способ мониторинга внутрискважинных параметров (варианты) и система управления процессом добычи нефти // 2509888

Группа изобретений относятся к исследованиям скважин и может быть использована для мониторинга внутрискважинных параметров. Техническим результатом является оптимизация, автоматизация, повышение эффективности процесса добычи нефти, в т.ч. за счет повышения скорости и достоверности мониторинга внутрискважинных параметров по всей длине скважины. Способ мониторинга внутрискважинных параметров, при котором с помощью источника лазерного излучения формируют заданной длительностью и частотой световой импульс, поступающий в оптоволоконный кабель, где по всей длине кабеля выделяют излучение рассеяния. Излучение рассеяния, поступающее в блок обработки, преобразуют в электрический сигнал и усиливают, затем из него выделяют полезный сигнал, поступающий на вход второго контроллера, где определяют частоту смещения полезного сигнала относительно частоты генерации источника лазерного излучения, а затем по ее значению вычисляют текущее значение параметра изменения давления, полученные данные сравнивают с заданными в первом контроллере, при отклонении от которых автоматически регулируют процесс добычи нефти в соответствии с изменением притока, определяемого путем непрерывного измерения изменения давления, в скважине управляют частотой вращения вала электродвигателя, при значении параметра изменения давления меньше заданной величины увеличивают частоту вращения вала электродвигателя, при значении параметра изменения давления больше заданным значением уменьшают. 5 н. и 11 з.п. ф-лы, 3 ил.

Способ определения забойного давления в нефтяной скважине, оборудованной погружным электронасосом // 2515666

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано на нефтяных месторождениях для измерения забойного давления для контроля и управления процессом добычи нефти. Техническим результатом является уменьшение времени простоя скважин при исследовании, повышение точности и надежности определения результатов забойного давления и упрощение его реализации при выводе скважины на режим после глушения. Способ заключается в измерении максимальной глубины динамического уровня заранее известной, однородной по плотности, жидкости глушения, при выводе скважины на режим после глушения по формуле Рзаб=ρж.гл.·g·(Нперф.-Нд.макс), где ρж.гл. - плотность жидкости глушения, кг/м3; g - ускорение свободного падения, м/с2; Нперф. - глубина верхних отверстий перфорации, м; Нд.макс. - максимальное значение динамического уровня в скважине при выводе на режим после глушения, м. 3 ил.

Система и способ оптимизирования добычи в скважине // 2520187

Изобретение относится к способу оптимизирования эксплуатации скважины. Выбирают интервалы в наклонно-направленном стволе скважины и развертывают колонну испытаний и обработки скважины в стволе скважины. Каждый интервал затем изолируют для обеспечения выполнения необходимых испытаний. Полученные данные испытаний оценивают для определения соответствующих восстановительных мероприятий, которые затем реализуют с помощью колонны испытаний и обработки скважины. Технический результат заключается в обеспечении испытания и обработки множества интервалов в горизонтальном стволе скважины во время одного рейса в ствол скважины. 3 н. и 8 з.п. ф-лы, 6 ил.