Способ определения герметичности обсадной колоны выше воронки насоснокомпрессорных труб по измерения термометром в нагнетательной скважине



Способ определения герметичности обсадной колоны выше воронки насоснокомпрессорных труб по измерения термометром в нагнетательной скважине
Способ определения герметичности обсадной колоны выше воронки насоснокомпрессорных труб по измерения термометром в нагнетательной скважине

 


Владельцы патента RU 2535539:

Назаров Василий Федорович (RU)

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может найти применение при определении герметичности обсадной колонны в нагнетательной скважине в интервале, перекрытом НКТ. Техническим результатом изобретения является сокращение времени исследований для определения герметичности обсадной колонны в нагнетательной скважине выше воронки НКТ. Для этого способ предусматривает проведение серии измерений термометром во времени при квазистационарном режиме закачки в НКТ в интервале от его воронки вверх до 30-40 м. По этим измерениям определяется герметичность обсадной колонны выше воронки НКТ. 2 ил.

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может найти применение при определении герметичности обсадной колонны в интервале, перекрытом насосно-компрессорными трубами (НКТ), нижний конец которых оборудован воронкой.

Известен способ определения герметичности обсадной колонны в нагнетательной скважине в интервале, перекрытом НКТ по измерениям механическим расходомером в НКТ и обсадной колонне между воронкой НКТ и интервалами перфорации (см. Абрукин А.Л. Потокометрия скважин. М.: «Недра», 1978. 253 с. с ил). Герметичность обсадной колонны определяется из соотношения VНКТ/VК>SК/SНКТ. Если выполняется это неравенство, то нарушена герметичность обсадной колонны, иначе - колонна герметична. Здесь VНКТ и VК - скорость потока закачиваемой воды, определенная по измерениям механическим расходомером в НКТ и колонне между воронкой НКТ и интервалами перфорации соответственно, SК и SНКТ - площадь поперечного сечения колонны и НКТ соответственно.

Недостатком способа является то, что скорость потока закачиваемой воды определяется с очень большой погрешностью, так как в закачиваемой воде содержатся в большом количестве различные механические примеси, а это приводит к искажению результатов измерений.

Известен способ определения герметичности обсадной колонны в нагнетательной скважине выше воронки НКТ по измерениям термометром, включающий: обзорное измерение вдоль ствола при ограниченной величине приемистости воды в скважине, а в интервале аномалий, выявленных на этом измерении, проводят детализацию - это измерения термометром при квазистационарном режиме закачки, а также - сразу и через 7-9 минут после прекращения закачки воды в скважину (см. патент RU 2154161, кл. Е21В 47/00, 10.08.2000). По форме термограмм, зарегистрированных при детализации, судят о герметичности обсадной колонны в интервале, перекрытом НКТ.

Недостатком этого способа является то, что он трудоемкий, занимает много времени на проведение исследований в скважине. Кроме того, по этому способу нельзя провести исследования дистанционным прибором в приустьевой части, спускаемой в нагнетательную скважину на геофизическом кабеле без дополнительных грузов, так как из-за высокого давления прибор выбрасывает из скважины. Применение грузов увеличивает продолжительность работ, требует использования удлиненных лубрикаторов, а также дополнительно подъемного крана для установки лубрикатора на устье нагнетательной скважины.

Техническим результатом заявляемого изобретения является уменьшение трудоемкости работ на скважине при определении герметичности обсадной колонны выше воронки НКТ, включая приустьевую часть скважины.

Технический результат достигается тем, что для исключения выбрасывания комплексного прибора из скважины и определения герметичности обсадной колонны в интервале, перекрытом НКТ, проводят с интервалом во времени серию измерений каналом температуры в НКТ на участке до 30-40 м выше воронки при квазистационарном режиме закачки воды в скважину.

В предлагаемых способах измерение температуры проводят в НКТ в интервале глубин: H÷H-(30÷40 м), где Н - глубина спуска НКТ. Глубина H такова, что при измерениях в процессе закачки воды прибор не выкидывает из нагнетательной скважины. Следовательно, по измерениям температуры в этом интервале глубин можно определить герметичность обсадной колонны в интервале, перекрытом НКТ, включая приустьевую часть нагнетательной, скважины.

На фиг.1 и 2 приведены результаты практической реализации способа при определении герметичности обсадной колонны в нагнетательной скважине в интервале, перекрытом НКТ. На фиг.1 приведены в колонках: 1 - глубина в скважине в метрах; 2 - примитив воронки НКТ; 3 - результаты измерений температуры при квазистационарном режиме закачки жидкости в скважину. На фиг.2 приведены в колонках: 5 - глубина в скважине в метрах; 6 - диаграмма магнитного локатора муфт; 7 - примитив воронки НКТ; 8 - результаты измерений температуры при квазистационарном режиме закачки жидкости в скважину.

Способ осуществляют в следующей последовательности. Скважину останавливают на такое время, чтобы давление на устье снизилось до атмосферного. Устанавливают лубрикатор, помещают в него геофизический прибор и опускают его к интервалу исследования. Герметизируют лубрикатор, открывают задвижку на водоводе и переводят режим в нагнетательной скважине с остановки под закачку воды в разрабатываемые объекты. Через время t=V/Q после начала закачки жидкости в скважину проводят серию измерений температуры во времени в интервале глубин: Н÷Н-(30÷40) м. Здесь V - внутренний объем НКТ от воронки до устья скважины, Q - величина приемистости скважины, H - глубина спуска воронки НКТ. Через время t, прошедшее после начала закачки жидкости, в нагнетательной скважине выше воронки НКТ должен установиться квазистационарный режим закачки. Однако в действительности этот режим к этому времени не наступает вследствие того, что V и Q определяются с большими погрешностями. В соответствии с этим и распределение температуры не будет соответствовать квазистационарному режиму закачки жидкости в скважину. Поэтому после закачки жидкости в скважину в течение времени t необходимо провести серию измерений температуры во времени. Это необходимо для того, чтобы проанализировать динамику изменения температуры в скважине и установить режим закачки жидкости, при котором было проведено измерение температуры, а по характеру изменения температуры в НКТ вблизи ее воронки судить о герметичности обсадной колонны в интервале, перекрытом НКТ.

На фиг.1 приведены результаты трех измерений температуры во времени при квазистационарном режиме закачки жидкости в нагнетательную скважину. Как видно из фиг.1, на кр.1 градиент температуры при увеличении глубины увеличивается, при приближении к воронке НКТ уменьшается до нуля на глубине 1111 м, а ниже становится отрицательным.

Кр.2 зарегистрировали через 15 минут после регистрации кр.1. Характер изменения температуры при увеличении глубины на этой кривой такой же, как и на кр.1 выше воронки НКТ, а вблизи ее существенно отличается. На кр.2 при приближении к воронке НКТ градиент температуры уменьшается как и на кр.1, но остается положительным.

Кр.3 зарегистрировали через 15 минут после регистрации кр.2. При увеличении глубины на этой кривой градиент температуры увеличивается непосредственно до воронки НКТ. Из сопоставления всех трех кривых видно, что особенности поведения первых двух измерений асимптотически приближаются к последнему - третьему измерению. Следовательно, первые два измерения проведены при неустановившемся режиме закачки, а последнее измерение - при квазистационарном режиме. Расчеты показывают, что поведение термограммы, соответствующее кр.3, указывает на герметичность обсадной колонны в интервале, перекрытом НКТ.

На фиг.2 приведены результаты измерений температуры во времени при квазистационарном режиме закачки жидкости в нагнетательную скважину. Как видно из фиг.2, все три кривые имеют одну и ту же начальную и конечную температуру, а также совпадают по форме. Это указывает на то, что эти измерения температуры проведены при квазистационарном режиме закачки жидкости в нагнетательную скважину. Форма кривой, а именно - уменьшение градиента температуры при приближении к воронке НКТ, указывает на то, что нарушена герметичность обсадной колонны в интервале, перекрытом НКТ. Результаты исследований, проведенных после извлечения из скважины НКТ, подтвердили выданное заключение о нарушении герметичности колоны выше воронки НКТ.

Способ исследования на герметичность обсадной колонны в нагнетательной скважине в интервале, перекрытом НКТ, включающий измерение температуры вдоль ствола при ограниченной величине приемистости воды в скважине, а в интервале аномалий, выявленных на этом измерении, проводят детализацию - это измерения термометром при квазистационарном режиме закачки, а также - сразу и через 7-9 минут после прекращения закачки воды в скважину, отличающийся тем, что проводят серию измерений температуры в интервале от воронки НКТ вверх до 30-40 м при квазистационарном режиме закачки, а о герметичности обсадной колонны в интервале, перекрытом НКТ, судят по характеру изменения температуры вблизи воронки НКТ.



 

Похожие патенты:
Данное изобретение относится к способами оценки продуктивных пластов на нефтегазовых месторождениях, в частности к оценке их свойств. Технический результат заключается в более эффективной оценке свойств пористого пласта.

Изобретение относится к способу, устройству и машиночитаемому носителю данных, используемых при построении геологической модели нефтяного или иного месторождения.

Группа изобретений относится к технике для исследования движения жидкостных потоков и сыпучих материалов, газожидкостных потоков, например процессов добычи газа в нефтегазовой отрасли, связанной с изучением процессов движения газожидкостных потоков в вертикальных, наклонных трубопроводах и отдельных устройствах.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к ликвидации скважин, выполнивших свое назначение. Способ ликвидации скважины с заколонными перетоками включает спуск колонны труб и установку цементных мостов в обсадной колонне скважины.

Изобретение относится к способам исследования газовых и газоконденсатных скважин, определению их оптимальных технологических режимов, а именно к определению режимов максимального извлечения жидких продуктов при минимальных энергетических затратах, то есть минимальных потерях давления при различных режимах течениях газожидкостного потока.

Изобретение относится к горному делу, в частности к нефтегазовой промышленности, и может использоваться для замера профиля насосно-компрессорных и обсадных труб нефтегазовых скважин.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и используется для оптимизации процесса добычи нефти с помощью штанговых глубинных насосов. Техническим результатом является вывод скважины в автоматическом режиме на максимальный объем добычи нефти.

Изобретение относится к области газового машиностроения, в частности к устройствам исследования газовых и газоконденсатных месторождений на разных технологических режимах.

Изобретение относится к области нефтегазовой промышленности и может быть использовано при разработке газовых месторождений. Техническим результатом изобретения является учет влияния изменения напряженного состояния газоносного пласта на изменение коэффициентов фильтрационного сопротивления призабойной зоны.

Изобретение относится к области геофизических исследований нефтяных и газовых скважин, а именно к определению профиля притока флюидов, поступающих в скважину из продуктивных пластов многопластовых коллекторов.

Изобретение относится к буровым долотам, включающим датчики для проведения измерений, относящихся к скважинным параметрам, способам изготовления таких буровых долот и буровым системам, использующим такие буровые долота. Техническим результатом является создание усовершенствованного бурового долота и способа, позволяющего скорректировать изменения в результатах измерений осевой нагрузки и крутящего момента, возникающие за счет перепада давления в буровом долоте. Способ, который, в одном варианте осуществления, включает бурение ствола скважины буровым долотом, определение осевой нагрузки на долото в процессе бурения ствола скважины, определение перепада давления на рабочей площади бурового долота в процессе бурения ствола скважины и определение скорректированной осевой нагрузки на долото по определенной осевой нагрузке на долото и определенному перепаду давления. 4 н. и 16 з.п. ф-лы, 6 ил.

Изобретение относится к области геофизических исследований скважин и предназначено для центрирования скважинных приборов в процессе их перемещения по стволу скважин. Техническим результатом является уменьшение габаритов скважинных приборов с рессорными центраторами и расширение области их применения, включая скважины с переменным диаметром и большого диаметра. Устройство для центрирования скважинных приборов содержит основную и дополнительную системы выпуклых пластинчатых рессор. Концы основной системы рессор подвижно связаны с крайними опорными ползунами, скользящими по опорной направляющей скважинного прибора. Число рессор дополнительной системы равно количеству рессор основной системы, при этом концы каждой рессоры дополнительной системы выполнены с возможностью скольжения по направляющей соответствующей рессоры основной системы. 1 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к геофизическим исследованиям скважин и предназначено для определения скоростей течения пластовых флюидов в нефтяных скважинах. Техническим результатом является выделение интервалов глубин (пластов), где происходит движение флюидов, и оценка скорости их фильтрации в месте расположения наблюдательной скважины. В остановленной скважине осуществляют измерение температуры и определяют скорость изменения температуры на интервалах глубин, находящихся в пределах продуктивных пластов, и на интервалах глубин, находящихся в непосредственной близости от продуктивных пластов. На интервалах глубин, находящихся в пределах продуктивных пластов, выделяют участки, скорость изменения температуры в которых существенно выше скорости изменения температуры на интервалах глубин, находящихся в непосредственной близости от продуктивных пластов. Создают численную модель изменения температуры в остановленной скважине, учитывающую влияние фильтрации пластового флюида на скорость изменения температуры в остановленной скважине, сравнивают результаты измерений с результатами численного моделирования и по наилучшему совпадению результатов измерений и результатов моделирования определяют скорость фильтрации пластовых флюидов на интервалах глубин, находящихся в пределах продуктивных пластов. 7 з.п. ф-лы, 7 ил.

Группа изобретений относится к области бурения скважин и предназначена для передачи скважинной информации на поверхность по электромагнитному каналу связи. Техническим результатом является повышение надежности передачи информации с забоя по электромагнитному каналу связи, расширение области его применения и упрощение конструкции устройства для его осуществления. Предложен способ передачи информации по электромагнитному каналу связи посредством возбуждения электрического тока в породе, окружающей нижнюю часть колонны бурильных труб. При этом ток в породе возбуждают при помощи ЭДС автономного генератора, подключенного к колонне, и по изолированному от колонны коаксиальному кольцу. Кроме того, в верхнюю компоновку колонны труб вводят дополнительное изолированное от колонны коаксиальное кольцо и с этого кольца осуществляют съем величины переменного напряжения, наводимого в породе вблизи поверхности колонны текущим током, генерируемым излучающим кольцом. Причем величину указанного напряжения модулируют управляемой в соответствии с кодированной забойной информацией ЭДС автономного генератора. Предложено также устройство для осуществления указанного способа. 2 н.п. ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к телеметрической скважинной системе и может быть использовано при одновременно-раздельной эксплуатации скважин. Техническим результатом является обеспечение контроля посредством устройства измерения параметров нижнего пласта скважины, и контроля состояния добываемой среды верхнего продуктивного пласта, при этом существенно сокращается длина геофизического кабеля для подключения измерительного прибора с датчиками, что повышает технологичность сборки системы и надежность ее функционирования. Телеметрическая система содержит наземный блок приема и обработки информации, соединенный по цепи питания электрический кабель - погружной электродвигатель (ПЭД) с портом блока погружного телеметрии (БП). БП выполнен с внутренним сквозным продольным отверстием и предназначен для контроля и передачи на наземный блок (БН) приема и обработки информации - параметров и верхнего (первого), и нижнего (второго) пластов. При этом порт БП посредством последовательно соединенных устройства сбора и передачи информации и интерфейса связи и питания соединен с его дополнительным портом, к которому подключено устройство измерения (УИ) параметров нижнего (второго) пласта скважины посредством герметичного соединения. Дополнительный Порт предназначен для передачи запрошенной информации от устройства измерения к БП. Соединение УИ и БП осуществлено с помощью герметичного соединителя, установленного в вырезе корпуса БП. Устройство сбора и передачи телеметрической информации выполнено с возможностью формирования пакетов данных о параметрах датчиков первого пласта и пакетов данных о параметрах датчиков второго пласта с устройства измерения и преобразования их для передачи на наземный блок приема и обработки информации по кабелю питания погружного электродвигателя, где эта информация распознается для передачи потребителю. 6 з.п. ф-лы, 5 ил.

Изобретение относится к химической или температурной обработке призабойной зоны пласта при разработке месторождений высоковязкой нефти. Технический результат - повышение надежности работы скважинной штанговой насосной установки и снижение трудоемкости ее обслуживания. Установка содержит дифференциальный штанговый насос, цилиндр которого соединен с колонной насосно-компрессорных труб. Полый шток цилиндра соединен с колонной полых насосных штанг. Установка имеет также узел ввода рабочего агента. Этот узел выполнен неподвижным и отделен от линии сбора продукции. Ниже приемного фильтра насоса внутреннее пространство между стенками цилиндра и поверхностью полого штока разделено на две секции. Шток насоса является общим для обеих секций и проходит через уплотнение типа «шток-цилиндр». Уплотнение расположено между секциями. Нижняя часть цилиндра соединена с хвостовиком с выходными отверстиями. В хвостовике расположен полый нагнетательный шток. Он соединен с полым штоком насоса. На выходе полого нагнетательного штока насоса расположен обратный подпружиненный клапан. 1 ил.

Группа изобретений относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использована для визуального контроля стенок обсадной колонны (ОК) скважины для определения характера заколонных перетоков флюида. Техническим результатом является повышение результативности поиска мест расположения повреждений ОК. Способ заключается в импульсном освещении и регистрации стенок обсадной колонны скважины с помощью импульсного источника света и фототелекамеры с последующей обработкой полученных видеоматериалов, по которым определяют место и характер повреждения стенки обсадной колонны скважины. Перед визуальными исследованиями проводят акустические исследования интенсивности шумоизлучения по глубине и азимутальному углу скважины с помощью остронаправленного преобразователя интенсивности шумоизлучения с диаграммой направленности, совпадающей по направлению с диаграммой направленности импульсного источника света. При этом регистрация стенок обсадной колонны скважины с помощью фототелекамеры проводят в моменты превышения выходным сигналом с преобразователя интенсивности шумоизлучения заданного порогового значения. 2 н. и 3 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к термическим способам добычи высоковязкой нефти или битума. Способ разработки месторождения нефти или битума с регулированием отбора продукции скважины включает строительство верхней нагнетательной скважины и нижней добывающей скважины с горизонтальными участками, расположенными друг над другом, закачку теплоносителя через горизонтальную нагнетательную скважину с прогревом пласта созданием паровой камеры и отбор продукции через горизонтальную добывающую скважину. Снимают термограммы паровой камеры, анализируют состояние ее прогрева на равномерность прогрева и наличие температурных пиков и с учетом полученных термограмм осуществляют равномерный прогрев паровой камеры, изменяя зоны отбора продукции. Перед началом отбора с постоянным снятием термограммы в нижнюю горизонтальную скважину также закачивают теплоноситель до прогрева слоя месторождения между скважинами. После чего снимают термограммы по горизонтальным стволам обеих скважин, определяя интервал с максимальной температурой между скважинами. Затем извлекают измерительные приборы, закачивают теплоноситель в нагнетательную скважину и спускают насос в данный интервал добывающей скважины, добывают продукцию насосом до появления гидродинамической связи между скважинами. Извлекают насос из добывающей скважины, спускают в нее насос с оптико-волоконным кабелем для контроля термограммы по всей длине добывающей скважины и для контролируемого перемещения насоса в менее прогретые интервалы в ходе добычи нефти или битума. Использование данного способа позволяет увеличить коэффициент нефтеизвлечения и максимальный дебит за счет равномерного прогрева паровой камеры при использовании стандартного оборудования. 1 ил.

Изобретение относится к исследованию нефтяных и газовых скважин. Предложено интеллектуальное устройство гидравлического насоса для добычи нефти, получения и сохранения информации с забоя скважины, содержащее струйную насосную установку, нижний запорный клапан и блок с электронными измерительными приборами, образующие единый комплексный блок, который приводится в действие рабочей жидкостью, накачиваемой в скважину с поверхности для осуществления механизированной добычи нефти, закрытия забоя скважины, восстановления давления в пласте и извлечения устройства на поверхность. Раскрыт также способ добычи нефти и получения и записи информации с забоя с применением указанного устройства. Предложенное изобретение обеспечивает выполнение одной комплексной функции, заключающейся в подъеме флюида и записи информации в забое скважины путем ее временного закрытия. 2 н. и 15 з.п. ф-лы, 11 ил.
Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности, в частности к области эксплуатации горизонтальных или наклонно направленных скважин, и может быть использовано при разработке нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений. При реализации способа в скважину устанавливают систему, состоящую из распределенных по длине скважины датчиков измерения температуры и распределенные по длине скважины источники тепла/охлаждения. Во время работы скважины на добычу для определения профиля притока пластового флюида включают на заданное время распределенные источники тепла/охлаждения с образованием в скважине тепловых меток-индикаторов, а затем с использованием датчиков измерения температуры определяют скорость продвижения и изменения тепловых меток по скважине. По измеренным значениям рассчитывают распределение скорости движения потока в скважине, применяемой для определения технологических характеристик скважины. Технический результат, получаемый при реализации разработанного способа, состоит в упрощении способа при одновременном увеличении его информативности. 4 з.п. ф-лы.
Наверх