Способ селективного исследования отдельных пластов метаноугольных скважин


 


Владельцы патента RU 2578143:

Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Кузнецк" (RU)

Изобретение относится к области добычи метана из угольных пластов и может найти применение при исследовании отдельных пластов, вскрывших угольное многопластовое месторождение. Технический результат заключается в снижении энергозатрат, повышении точности проведения исследований отдельных пластов с целью определения фильтрационно-емкостных характеристик. Способ селективного исследования отдельных пластов метаноугольных скважин включает спуск в скважину колонны двойных насосно-компрессорных труб (НКТ) с винтовым насосом и датчиком давления и температуры. Управление винтовым насосом осуществляют с помощью станции управления насосом с частотным преобразователем. С помощью двухпакерной компоновки колонны НКТ выделяют один из вскрытых пластов исследуемой метаноугольной скважины. После запуска глубинно-насосного оборудования скважины в работу откачивают жидкость с выделенного пласта, при этом газ поступает по пространству между колоннами НКТ меньшего и большего диаметров до фонтанной арматуры, предусматривающей возможность подвески дополнительной лифтовой колонны насосно-компрессорных труб. 1 ил.

 

Изобретение относится к области добычи метана из угольных пластов и может найти применение при исследовании отдельных пластов, вскрывших угольное многопластовое месторождение.

Известен способ освоения, исследования и эксплуатации скважин (Патент РФ №2202039, МПК E21B 49/00, E21B 43/25, E21B 47/00, опубл. 10.04.2003). Способ включает спуск струйного аппарата на забой скважины, нагнетание поверхностным насосом рабочей жидкости в сопло струйного аппарата, создание депрессии на пласт, вызов притока, эжектирование скважинной продукции на поверхность, сепарацию газожидкостной смеси на устье скважины, замер дебита пластовой жидкости и контроль забойного давления на различных режимах. Перед спуском определяют коэффициент расхода и площадь выходного сечения сопла струйного аппарата. При нагнетании рабочей жидкости замеряют давление нагнетания, расход рабочей жидкости и рассчитывают по предложенной формуле забойное давление. Освоение скважины начинают, используя в качестве рабочей жидкости воду. После вызова притока из пласта замеряют дебиты нефти и пластовой воды, поддерживая при этом путем изменения режима работы поверхностного насоса и/или изменения устьевого давления определенное соотношение между расходом рабочей жидкости, дебитом нефти и дебитом пластовой воды. Струйный аппарат спускают на колонне двойных насосно-компрессорных труб, нагнетание рабочей жидкости в сопло струйного аппарата и эжектирование скважинной продукции на поверхность осуществляют по каналам колонны двойных насосно-компрессорных труб. При этом контролируют в процессе освоения, исследования и эксплуатации скважины динамический уровень жидкости, а также давление газа в затрубном пространстве между наружной поверхностью двойных насосно-компрессорных труб и внутренней поверхностью эксплуатационной колонны скважины, дублируя замер забойного давления с использованием предложенного соотношения.

Наиболее близким по технической сущности к заявляемому изобретению является способ компоновки внутрискважинного и устьевого оборудования для проведения исследований скважины, предусматривающий закачку в пласт агента нагнетания и добычу флюидов из пласта (патент РФ №2531414, МПК E21B 47/00, E21B 43/00, E21B 33/03, опубл. 20.10.2014, бюл. 29), включающий спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) со струйным насосом или циркуляционными клапанами, предназначенными для компрессорной эксплуатации с разобщением пакером НКТ и затрубного пространства. При этом башмак НКТ спускают до уровня или как можно ближе к уровню верхних дыр перфорации.

Недостатками указанных способов являются низкая точность проведения исследований, высокие энергозатраты, а также невозможность проведения исследований нескольких объектов.

Технический результат заключается в снижении энергозатрат, повышении точности проведения исследований отдельных пластов на установившихся и неустановившихся режимах с целью определения фильтрационно-емкостных характеристик, измерения тех. параметров: пластовое давление, температура, выбора объектов для проведения геолого-технических мероприятий.

Указанный технический результат достигается тем, что в способе селективного исследования отдельных пластов метаноугольных скважин, включающем спуск в скважину колонны двойных насосно-компрессорных труб (НКТ) с винтовым насосом и датчиком давления и температуры, разобщение пакером НКТ и затрубного пространства, согласно изобретению управление винтовым насосом осуществляют с помощью станции управления насосом с частотным преобразователем, с помощью двухпакерной компоновки колонны НКТ выделяют один из вскрытых пластов исследуемой метаноугольной скважины, после запуска глубинно-насосного оборудования скважины в работу откачивают жидкость с выделенного пласта, при этом газ поступает по пространству между колоннами НКТ меньшего и большего диаметров до фонтанной арматуры, предусматривающей возможность подвески дополнительной лифтовой колонны насосно-компрессорных труб.

Изобретение поясняется чертежом, где изображена компоновка оборудования для осуществления способа селективного исследования отдельных пластов метаноугольных скважин.

В эксплуатационную колонну 1 спускают колонну насосно-компрессорных труб 2, заканчивающуюся двухпакерной компоновкой. С помощью пакеров 3, 4 выделяют один из вскрытых пластов исследуемой метаноугольной скважины. Спускают колонну НКТ 5 с винтовым насосом 6, датчиком давления и температуры 9 и комплектом насосных штанг 7 с разобщением пакером НКТ и затрубного пространства, прием винтового насоса 6 расположен в пакерном пространстве.

Винтовым насосом 6 управляют с помощью станции управления насосом с частотным преобразователем, которая обеспечивает высокую точность проведения исследований и низкие энергозатраты.

После запуска глубинно-насосного оборудования (ГНО) скважины в работу откачивают жидкость с выделенного пласта, при этом газ, выделившийся в результате процесса десорбции, начинает поступать по пространству между колоннами НКТ 2 и 5 до фонтанной арматуры 8, которая позволяет использовать это пространство как основное, т.е. предусматривает подвеску дополнительной лифтовой колонны НКТ, которую используют как основную при определении количественных характеристик притока флюидов по каждому продуктивному объекту при его освоении.

Таким образом, применение способа селективного исследования отдельных пластов метаноугольных скважин позволяет снизить энергозатраты благодаря использованию винтового насоса со станцией управления насосом с частотным преобразователем, повысить точность проведения исследований отдельных пластов за счет возможности их выделения и использования затрубного пространства дополнительной эксплуатационной колонны как основного.

Способ селективного исследования отдельных пластов метаноугольных скважин, включающий спуск в скважину колонны двойных насосно-компрессорных труб с винтовым насосом и датчиком давления и температуры, разобщение пакером насосно-компрессорных труб и затрубного пространства, отличающийся тем, что управление винтовым насосом осуществляют с помощью станции управления насосом с частотным преобразователем, с помощью двухпакерной компоновки колонны насосно-компрессорных труб выделяют один из вскрытых пластов исследуемой метаноугольной скважины, после запуска глубинно-насосного оборудования скважины в работу откачивают жидкость с выделенного пласта, при этом газ поступает по пространству между колоннами насосно-компрессорных труб меньшего и большего диаметров до фонтанной арматуры, предусматривающей возможность подвески дополнительной лифтовой колонны насосно-компрессорных труб.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к контрольно-измерительным телесистемам режимов бурения скважин, имеющим определенный временной ресурс эксплуатации. Техническим результатом является продление срока службы автономного источника питания путем уменьшения энергозатрат.

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности и найдет применение при изоляции водопритоков в горизонтальном или наклонном участках стволов добывающих скважин.

Изобретение относится к газодобывающей промышленности и может быть использовано для защиты погружных телеметрических систем. Технический результат заключается в повышении надежности защиты погружных блоков системы телеметрии, сокращении затрат на спуско-подъемные операции при выходе из строя погружного блока системы телеметрии.

Изобретение относится к газовой и нефтяной промышленности, в частности к способам исследования скважин и межскважинного пространства при разработке нефтяных и газовых месторождений.

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано для моделирования пласта-коллектора. Описывается способ моделирования месторождения.

Изобретение относится к закладке взрывчатого вещества в стволы взрывных скважин и/или соответствующим устройствам или инструментам осуществления контроля правильности заполнения взрывчатым веществом в стволах скважин.

Изобретение относится к направленному бурению скважин, в частности к средствам каротажа удельного сопротивления пород в реальном времени. Техническим результатом является повышение точности и информативности о наборе слоев перед буровым долотом по мере перемещения компоновки низа бурильной колонны, что обеспечивает более точное управление направленным бурением.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к средствам контроля заколонных перетоков жидкости в скважине. Устройство для контроля заколонных перетоков между двумя пластами содержит спускаемый на геофизическом кабеле контейнер для "меченой" жидкости с узлами подачи и разгерметизации, а также измерительным датчиком.

Изобретение относится к средствам для выполнения скважинного каротажа. Техническим результатом является повышение чувствительности и точности информации в процессе измерений в скважине.

Изобретение относится к способам получения характеристик трехмерных (3D) образцов породы пласта, в частности к укрупнению масштаба данных цифрового моделирования.

Использование: для неразрушающего анализа образцов пористых материалов. Сущность изобретения заключается в том, что производят начальное насыщение образца пористой среды электропроводящей жидкостью, или совместно электропроводящей жидкостью и неэлектропроводящим флюидом, или только неэлектропроводящим флюидом, затем осуществляют первое измерение удельного электрического сопротивления в различных местах вдоль длины образца пористой среды и проводят фильтрационный эксперимент по прокачке раствора загрязнителя через образец пористой среды, в процессе или после проведения фильтрационного эксперимента осуществляют второе измерение удельного электрического сопротивления в тех же местах образца, в которых осуществляли первое измерение, на основе измерений рассчитывают профиль насыщенности породы фильтратом и профиль отношения измененной пористости к начальной пористости. Технический результат: обеспечение возможности определения профиля низменных свойств в образце пористой среды после воздействия загрязнителя на основе изменения электрического удельного сопротивления. 1 н. и 18 з.п. ф-лы. 3 ил.

Изобретение относится к горному делу и может быть применено для заталкивания кабеля в скважину. Устройство содержит установленный в корпусе герметизатор кабеля, гидравлический привод и гидродвигатель. Гидравлический привод содержит масляный насос, гидрораспределитель, клапан регулирования давления, емкость и гидравлическое масло, используемое в качестве гидравлического источника энергии и циркулирующее в замкнутой системе. Гидродвигатель содержит герметичный цилиндрический корпус, расположенный в нем элемент охвата и спуска кабеля, расположенные по разные стороны от этого элемента верхний и нижний поршни, образующие в корпусах верхнюю и нижнюю рабочие полости, которые соединены соответствующими каналами с гидравлическим приводом. Элемент охвата и спуска кабеля выполнен в виде подпружиненных металлических конусных сухарей или в виде тяговой втулки из мягкого упругого материала. Между верхним поршнем гидродвигателя и элементом охвата и спуска кабеля размещен вкладыш, выполненный в нижней части с кольцевым конусным торцом для сопряжения с конусными сухарями или тяговой втулкой. Верхняя и нижняя рабочие полости гидродвигателя соединены имеющимися в корпусе каналами с гидрораспределителем гидравлического привода через рукава высокого давления с образованием замкнутой системы циркуляции масла. Технический результат заключается в повышении надежности устройства. 1 ил.

Изобретение относится к средствам акустического каротажа в скважине. Техническим результатом является повышение качества получаемых в процессе каротажа акустических данных за счет компенсации вращения прибора акустического каротажа во время проведения измерений в скважине. Предложен способ акустического каротажа, в соответствии с которым: в скважине размещают с возможностью перемещения акустический каротажный прибор, состоящий из по меньшей мере одной секции, содержащей по меньшей мере один источник направленных акустических сигналов, и по меньшей мере одной секции, содержащей по меньшей мере один приемник акустических сигналов, состоящий из набора датчиков, расположенных по окружности в фиксированном положении относительно друг друга, при этом секции, содержащие по меньшей мере один источник направленных акустических сигналов, и секции, содержащие по меньшей мере один приемник акустических сигналов, выполнены с возможностью совместного вращения и вращения независимо друг от друга. Причем на каждом шаге акустического каротажа определяют относительный угол поворота акустического прибора вокруг своей оси, вычисляют угол коррекции для секций, содержащих по меньшей мере один источник направленных акустических сигналов, и/или для секций, содержащих по меньшей мере один приемник акустических сигналов, и осуществляют компенсационное вращение тех секций акустического каротажного прибора, для которых был вычислен угол коррекции. 8 з.п. ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к области разработки залежей полезных ископаемых, а именно к их интенсификации волновым воздействием. Задача изобретения - интенсификация добычи полезного ископаемого. Устройство содержит не менее одной нагнетательной и не менее одной добывающей скважины, заполненных технологической жидкостью для формирования непрерывной жидкой среды между выходом каждой нагнетательной скважины и входом не менее чем одной добывающей скважины. Источник волнового воздействия в каждой добывающей скважине выполнен в виде погружного насоса с блоком управления его мощностью, вход которого связан с выходом блока управления источниками волнового воздействия. Источник волнового воздействия в нагнетательной скважине выполнен в виде регулятора расхода жидкости, размещенного на входе нагнетательной скважины совместно с расходомером. Выход расходомера связан со входом блока управления источниками воздействия. Вход регулятора расхода жидкости соединен с выходом блока управления источниками волнового воздействия. Выход не менее одной добывающей скважины связан через вновь введенный измерительный блок, включающий датчики количества и/или качества добываемых полезных ископаемых, со входом блока управления источниками волнового воздействия, образуя канал обратной связи управления волновым воздействием. 1 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к области цементирования обсадных колонн (ОК) нефтяных и газовых скважин и промыслово-геофизических методов контроля качества. Техническим результатом является повышение качества цементирования горизонтальных скважинза счет своевременного обнаружения мест «защемления» смеси промывочной жидкости и тампонажного раствора за ОК с замедленной консолидацией. Предложен способ воздействия на процесс консолидации цементного раствора за обсадной колонной в горизонтальных скважинах, который включает этапы проведения каротажа в скважинах прибором акустического контроля качества цементирования ОК, регистрацию амплитуд волн Лэмба-Стоунли, интерпретацию результатов измерений с выделением участков «защемления» смеси промывочной жидкости, и осуществления локальной обработки мест «защемления» промывочной жидкости упругими колебаниями на частоте радиального резонанса обсадной колонны. При этом акустический контроль качества цементирования ОК проводят на ранних временах сразу после окончания закачки цементного раствора в скважину в течение 30-180 минут, затем выделяют интервалы за ОК по регистрации волн Лэмба-Стоунли с наиболее низкой динамикой их уменьшения, характеризующей наличие локальных участков «защемления» смеси промывочной жидкости и цементного раствора. 2 ил.

Изобретение относится к средствам для гидродинамических исследований и испытаний в скважине. Техническим результатом является повышение надежности конструкции устройства и эффективности его работы за счет обеспечения разделения управления работой пакера и открытия уравнительного клапана. Предложено устройство для гидродинамических исследований и испытаний скважин, содержащее подвешиваемый на геофизическом кабеле посредством стыковочной приборной головки герметичный корпус, размещенные в корпусе электродвигатель с редуктором, связанный с электродвигателем винтовой передачей пакер-якорь, шток передачи нагрузки на якорь-пакер, уравнительный клапан, установленный выше электродвигателя блок коммутации и дистанционный скважинный прибор, прикрепляемый к наконечнику кабельной головки на нижнем конце корпуса. При этом устройство дополнительно оснащено вторым корпусом, установленным ниже первого корпуса, и муфтой-гайкой для стыковки второго корпуса с первым корпусом. При этом во втором корпусе размещены второй электродвигатель, механически связанный с уравнительным клапаном, и блок телеметрии. Кроме того, с внутренней стороны первого и второго корпусов параллельно продольной оси устройства выполнен эксцентричный канал для прокладки транзитной линии связи к блоку телеметрии. Шток передачи нагрузки на якорь-пакер выполнен без центрального отверстия, а уплотнительный элемент уравнительного клапана выполнен в виде манжеты. 2 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к средствам контроля заколонных перетоков жидкости в скважине. Устройство содержит спускаемый на геофизическом кабеле контейнер для "меченой" жидкости с узлами подачи и разгерметизации, а также измерительным датчиком. В качестве "меченой" жидкости используется ферромагнитная жидкость, а в качестве измерительных датчиков - устройства для измерения магнитного поля. Контейнер помещен в колонну труб, снабженную снаружи пакером, установленным между верхним и нижним пластами. Узел подачи выполнен в виде перфорированной заглушки, жестко установленной на нижнем конце колонны труб. Узел разгерметизации выполнен в виде ряда радиальных отверстий, выполненных на нижнем конце контейнера и полой втулки, оснащенной сверху внутренним кольцевым выступом, размещенным в цилиндрической выборке, выполненной на наружной поверхности контейнера. Полая втулка подпружинена от дна контейнера и оснащена рядом боковых отверстий. Причем в транспортном положении ряд радиальных отверстий контейнера герметично перекрыт подпружиненной полой втулкой, а в рабочем положении при разгрузке контейнера на перфорированную заглушку полая втулка имеет возможность ограниченного осевого перемещения вверх относительно контейнера и совмещения между собой ряда радиальных отверстий контейнера и ряда боковых отверстий полой втулки. Измерительный датчик установлен на колонне труб выше пакера напротив верхнего пласта. Технический результат заключается в повышении надежности и эффективности работы устройства, повышении точности наличия заколонного перетока между двумя пластами, исключении герметизации геофизического кабеля на устье скважины. 3 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке многопластовых нефтяных залежей с высоковязкой нефтью заводнением через многозабойные горизонтальные скважины. Способ разработки многопластового объекта с высоковязкой нефтью включает бурение добывающих и нагнетательных скважин, спуск электронагревателей в нагнетательные скважины, закачку холодного рабочего агента в нагнетательные скважины, разогрев рабочего агента с помощью электронагревателей в скважине. Осуществляют закачку нагретого рабочего агента в продуктивные пласты. Производят отбор продукции добывающими скважинами. При этом выбирают объект, в котором хотя бы один из пластов имеет вязкость более 200 мПа·с. В каждый продуктивный пласт из вертикальной нагнетательной скважины бурят боковые горизонтальные стволы, либо бурят многозабойную горизонтальную нагнетательную скважину с проводкой горизонтальных стволов в каждом пласте. В пласте с наименьшей проницаемостью kmin бурят горизонтальный ствол длиной Lkmin, в остальных пластах - пропорционально соотношению проницаемостей по приведенному матемалическому выражению. Все горизонтальные стволы размещают параллельно фронту вытеснения к добывающей скважине. В качестве рабочего агента используют воду. В каждый горизонтальный ствол спускают на кабеле забойный нагреватель мощностью Wn, позволяющий повышать температуру воды в данном стволе до Tn, и постепенно снижать вязкость нефти в каждом пласте до одинакового значения µ′ по мере закачки нагретой воды. Температуру Тn определяют для значения µ′ по графикам зависимости вязкости нефти от температуры для каждого пласта. Забойные нагреватели размещают в центре горизонтальных стволов. Закачку воды в нагнетательную скважину ведут через термоизолированную трубу с установленным в межтрубном пространстве выше верхнего продуктивного пласта пакером. Процесс закачки осуществляют циклически с периодом закачки tз и периодом выдержки t на нагрев воды, причем t≥tз, на время периода закачки tз забойные нагреватели отключают, при превышении расстояния между пластами по глубине более чем на 30 м. Закачку ведут с помощью оборудования для одновременно-раздельной эксплуатации, мощность Wn забойных нагревателей рассчитывают по приведенному математическому выражению. Техническим результатом является повышение нефтеотдачи нефтяной залежи. 2 пр., 3 ил.

Изобретение относится к области гидроразрыва подземного пласта (ГРП) и, в частности, к определению геометрии дренируемой части трещины и степени оседания проппанта в трещине ГРП в продуктивной зоне пласта. Технический результат - повышение достоверности определения ширины дренируемой части пласта, а также степени оседания проппанта в дренируемой трещине ГРП. По способу определяют профиль притока пластового флюида трещины гидроразрыва, число интервалов притока и их интенсивность. Затем создают численную гидродинамическую модель течения пластового флюида и адаптируют ее по данным промыслово-геофизических исследований, затем рассчитывают градиент давления в трещине ГРП в прискважинной зоне на момент определения профиля притока. Проводят исследования на проппантной пачке с целью определения зависимости проницаемости трещины ГРП от ее ширины. Составляют уравнение фильтрации пластового флюида и решают для каждого интервала притока флюида, в результате чего определяют дренируемую ширину трещины гидроразрыва в прискважинной зоне во всем интервале притока. Рассчитывают степень оседания проппанта как отношение разности геометрического центра и центра распределения интервалов притока к разности координат верхнего и нижнего интервалов притока. 1 з.п. ф-лы, 3 ил., 1 табл.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для определения интервалов заколонного перетока жидкости из пластов, перекрытых насосно-компрессорными трубами. Техническим результатом является повышение достоверности определения интервалов заколонного перетока жидкости в скважинах перекрытых НКТ. Способ включает регистрацию термограмм до и после кратковременного локального нагрева обсадной колонны в предполагаемом интервале движения флюида путем регистрации температуры по стволу скважины с последующим их анализом. При этом опускают насосно-копрессорную трубу из стеклопластика с размещенными снаружи датчиками температуры в выбранный интервал исследования, далее осуществляют индукционный нагрев обсадной колонны через стеклопластиковую насосно-компрессорную трубу в течение времени, определяемого по математическому выражению, и проводят регистрацию температуры во времени в процессе локального кратковременного нагрева колонны и по стволу скважины в исследуемом интервале при работе скважины, а об интервале заколонного перетока судят по повышенному темпу изменения температуры. 1 ил.
Наверх