Способ гидродинамического исследования пласта добывающей скважины (варианты)



Способ гидродинамического исследования пласта добывающей скважины (варианты)
Способ гидродинамического исследования пласта добывающей скважины (варианты)
Способ гидродинамического исследования пласта добывающей скважины (варианты)
Способ гидродинамического исследования пласта добывающей скважины (варианты)
Способ гидродинамического исследования пласта добывающей скважины (варианты)
Способ гидродинамического исследования пласта добывающей скважины (варианты)

 


Владельцы патента RU 2598256:

Глебов Вадим Игоревич (RU)
Скворцов Дмитрий Евгеньевич (RU)
Казанцев Андрей Сергеевич (RU)

Изобретение относится к области нефтедобычи, в частности к методам гидродинамических исследования пластов (далее - ГДИС) в добывающей скважине в процессе добычи нефти. Техническим результатом является обеспечение высокого качества ГДИС, расширение возможности интерпретации получаемых результатов при одновременном сокращении времени исследований по снятию кривых восстановления пластового давления в добывающих скважинах, преимущественно в низкопродуктивных скважинах, эксплуатирующих сложнопостроенные неоднородные, расчлененные и в большей степени карбонатные коллекторы. Способ гидродинамического исследования пласта включает компоновку в скважине глубинно-насосного оборудования, которая состоит из колонны НКТ, насосной установки, соединяемого с ней напрямую или посредством хвостовика запорного устройства. Запорное устройство работает по принципу традиционного обратного клапана, выполнено с возможностью обеспечения его перекрытия путем размещения столба жидкости в затрубном пространстве высотой, обеспечивающей давление над запорным устройством заведомо большим, чем ожидаемое пластовое давление залежи. Запорное устройство выполнено с возможностью обеспечения разобщения подпакерной зоны эксплуатационной колонны скважины и надпакерной зоны эксплуатационной колонны скважины, включающей затрубное пространство и объем НКТ. Манометр размещают ниже запорного устройства снаружи или внутри НКТ, над или под пакером, который устанавливают максимально приближенным к залежи, но выше ее. После отключения насосной установки и перекрытия на устье затрубного и трубного пространства производят закрытие запорного устройства для исключения попадания пластового флюида из залежи в надпакерную зону эксплуатационной колонны, включающую затрубное пространство и объем НКТ, и осуществляют регистрацию показаний с манометра по скорости изменения забойного давления во времени. Затем после окончания гидродинамических исследований по результатам регистрации показаний с манометра производят запуск насосной установки в работу, выполняют откачку ранее размещенной в затрубном пространстве жидкости с одновременным открытием в результате откачки запорного устройства и осуществляют дальнейшую эксплуатацию скважины. Расстояние между указанным запорным устройством и пакером составляет не более 100 м. По второму варианту в качестве запорного устройства используют электроклапан, закрытие и открытие которого осуществляется путем подачи электрического сигнала с устья через кабель, или клапан, закрытие и открытие которого осуществляется путем подачи гидравлического сигнала с устья с помощью капиллярной трубки. Далее производят открывание указанного клапана и последующий запуск насосной установки в работу. 2 н. и 9 з.п. ф-лы, 5 ил.

 

Изобретения относятся к области нефтедобычи, в частности к методам гидродинамических исследования пластов (далее - ГДИС) в добывающей скважине в процессе добычи нефти, и может быть использовано на нефтепромыслах для скважин, сложенных преимущественно, сложнопостроенными, неоднородными, расчлененными и, в большей степени, карбонатными коллекторами. Проведение качественных и в необходимом объеме ГДИС является неотъемлемой частью эффективного управления разработкой месторождений нефти.

Под гидродинамическими исследованиями скважин понимается система мероприятий, проводимых на скважинах по специальным программам: замер с помощью глубинных приборов ряда величин (изменения забойных давлений, дебитов, температур во времени и др., относящихся к продуктивным нефтегазовым пластам), последующая обработка замеряемых данных, анализ и интерпретация полученной информации о продуктивных характеристиках - параметрах пластов и скважин и т д.

Кривые восстановления забойных давлений (КВД) являются одним из самых известных и распространенных методов гидродинамических исследовании скважин на неустановившихся режимах фильтрации.

Из уровня техники, например, известны специализированные способы исследования добывающих скважин с закачкой в пласт агента нагнетания и добычей флюидов для оценки параметров нефтяного пласта (Патент РФ №2531414; Патент РФ №2445604). Известные способы направлены на получение максимальной информативности исследования и интерпретации полученных данных в различных условиях, включая исследования в условиях автономии, при наличии толщи многолетнемерзлых пород, при низкой приемистости продуктивного интервала.

Однако указанные известные способы направлены только на исследование (испытание) пластов в скважине, преимущественно, с аномально высоким пластовым давлением, когда не возможен спуск приборов на геофизическом кабеле. Регистрирующий прибор спускается в бурильные трубы автономно. За счет уравнительного клапана срезного типа имеется возможность только одноразового применения комплекса. Решать задачи ГДИС указанным способом также не возможно, поскольку перекрытие сечения НКТ насосом не позволит спустить автономный прибор до запорного узла. Так же автономность манометра не позволяет определить время окончания исследования, для этого необходим постоянный контроль динамики роста забойного давления.

Наиболее близким к предлагаемому изобретению по технической сущности является традиционный способ гидродинамического исследования пласта добывающей скважины (РД 153-39.0-109-01), согласно которому при первичном обустройстве скважины производят спуск в нее глубинно-насосного оборудования, состоящего из колонны насосно-компрессорных труб (НКТ), из насосной установки и из манометра, размещенного снаружи или внутри НКТ и соединенного посредством кабеля с регистрирующим устройством на устье скважины. Далее, после спуска компоновки, производят последующее отключение насосной установки и перекрытие на устье затрубного и трубного пространства в начале проведения гидродинамических исследований, и выполняют регистрацию показаний с манометра по скорости изменения забойного давления во времени для построения кривых восстановления давления, по которым судят о параметрах пласта.

Время снятие кривых восстановления давления добывающих скважин может составлять от нескольких часов или минут для высокопродуктивных скважин, до нескольких суток и даже десятков суток для низкопродуктивных скважин, эксплуатирующих сложнопостроенные неоднородные, расчлененные и в большей степени карбонатные коллекторы.

Длительное время регистрации кривой, выход на необходимые параметры скважин обусловлено низкими фильтрационными свойствами пород-коллекторов, вмещающих флюиды, а так же влиянием ствола скважины. Последнее обусловлено наличием процессов, происходящих в стволе скважины, когда наличие газа в затрубном пространстве приводит к его сжатию при постепенном, затухающем притоке из пласта углеводородов, в случае растущего забойного давления. Указанное влияние ствола скважины также ухудшает качество ГДИС, снижая достоверность определения ряда параметров пласта и призабойной зоны скважины, увеличивает время выхода режима скважины на требуемые параметры.

Также недостатком указанного известного способа является то, что для последнего описанного типа коллекторов (для низкопродуктивных скважин, эксплуатирующих сложнопостроенные неоднородные, расчлененные и, в большей степени, карбонатные коллектора) длительное время простоя скважины на ГДИС приводит к существенным недоборам углеводородов, что снижает экономическую эффективность добычи углеводородов и эксплуатации скважины.

Единый технический результат, достигаемый предлагаемой группой изобретений, заключается в обеспечении высокого качества ГДИС, расширения возможности интерпретации получаемых результатов, при одновременном сокращении времени исследований по снятию кривых восстановления пластового давления в добывающих скважинах, преимущественно, в низкопродуктивных скважинах, эксплуатирующих сложнопостроенные неоднородные, расчлененные и в большей степени карбонатные коллекторы.

Указанный технический результат достигается предлагаемым способом гидродинамического исследования пласта добывающей скважины, включающим выполнение компоновки в скважине глубинно-насосного оборудования, состоящей из колонны насосно-компрессорных труб НКТ, из насосной установки и из манометра, размещенного снаружи или внутри НКТ и соединенного посредством кабеля с регистрирующим устройством на устье скважины; последующее отключение насосной установки и перекрытие на устье затрубного и трубного пространства в начале проведения гидродинамических исследований, и регистрацию показаний с манометра по скорости изменения забойного давления во времени для построения кривых восстановления давления, по которым судят о параметрах пласта, при этом новым по первому варианту является то, что компоновку в скважине глубинно-насосного оборудования выполняют состоящей из колонны НКТ, из насосной установки, из соединяемого с ней напрямую или посредством хвостовика запорного устройства, работающего по принципу традиционного обратного клапана и выполненного с возможностью обеспечения его перекрытия путем размещения столба жидкости в затрубном пространстве высотой, обеспечивающей давление над запорным устройством заведомо большим, чем ожидаемое пластовое давление залежи, и выполненного с возможностью обеспечения разобщения подпакерной зоны эксплуатационной колонны скважины и надпакерной зоны эксплуатационной колонны скважины, включающей затрубное пространство и объем НКТ, и пакера, размещаемого максимально приближенным к залежи, но выше ее, при этом манометр размещают ниже запорного устройства снаружи или внутри НКТ, над или под пакером; а далее, после отключения насосной установки и перекрытия на устье затрубного и трубного пространства, производят закрытие запорного устройства для исключения попадания пластового флюида из залежи в надпакерную зону эксплуатационной колонны, включающую затрубное пространство и объем НКТ, и осуществляют регистрацию показаний с манометра по скорости изменения забойного давления во времени, а затем, после окончания гидродинамических исследований по результатам регистрации показаний с манометра, производят запуск насосной установки в работу, выполняют откачку ранее размещенной в затрубном пространстве жидкости с одновременным открытием запорного устройства в результате откачки, и далее осуществляют дальнейшую эксплуатацию скважины, при этом расстояние между указанным запорным устройством и пакером составляет не более 100 м; а новым по второму варианту является то, что компоновку в скважине глубинно-насосного оборудования выполняют состоящей из колонны НКТ, из насосной установки, из соединяемого с ней напрямую или посредством хвостовика запорного устройства, работающего по принципу обратного клапана, в виде электроклапана, закрытие и открытие которого осуществляется путем подачи электрического сигнала с устья через кабель, или клапана, закрытие и открытие которого осуществляется путем подачи гидравлического сигнала с устья с помощью капиллярной трубки, выполненного с возможностью обеспечения разобщения подпакерной зоны эксплуатационной колонны скважины и надпакерной зоны эксплуатационной колонны скважины, включающей затрубное пространство и объем НКТ, и пакера, размещаемого максимально приближенным к залежи, но выше ее, при этом манометр размещают ниже запорного устройства снаружи или внутри НКТ, над или под пакером; а далее, после отключения насосной установки и перекрытия на устье затрубного и трубного пространства, производят закрытие запорного устройства для исключения попадания пластового флюида из залежи в надпакерную зону эксплуатационной колонны, включающую затрубное пространство и объем НКТ, и осуществляют регистрацию показаний с манометра по скорости изменения забойного давления во времени, а затем, после окончания гидродинамических исследований по результатам регистрации показаний с манометра, сначала производят открывание клапана и последующий запуск насосной установки в работу, и далее осуществляют дальнейшую эксплуатацию скважины, при этом расстояние между указанным запорным устройством и пакером составляет не более 100 м.

В преимущественном выполнении по обоим вариантам:

- традиционный обратный клапан в общем виде включает корпус с входной и выходной полостями, седло, запорный орган, поджатый к седлу упругим элементом, например, пружиной.

- при наличии в компоновке глубинно-насосного оборудования в качестве насосной установки электроцентробежного насоса ЭЦН, он содержит кожух, посредством которого соединяется с хвостовиком или с запорным устройством.

- при установке манометра ниже запорного устройства снаружи НКТ ее стенка снабжена отверстием, выполненным с возможностью передачи забойного давления на манометр.

- пакер дополнительно содержит инструмент посадочный гидравлический, а гидравлический канал пакера дополнительно снабжен обратным клапаном.

- компоновку в скважине глубинно-насосного оборудования выполняют с временным лагом путем первичной установки выше залежи в скважине пакера, дополнительно содержащего инструмент посадочный гидравлический и с оборудованием его гидравлического канала обратным клапаном, с последующим спуском в скважину перед проведением гидродинамических исследований глубинно-насосного оборудования состоящего из колонны НКТ, насосной установки и соединяемого с ней напрямую или посредством хвостовика запорного устройства, выполненного с возможностью обеспечения разобщения подпакерной зоны эксплуатационной колонны скважины и надпакерной зоны эксплуатационной колонны скважины, включающей затрубное пространство и объем НКТ.

Поставленный технический результат достигается за счет следующего.

Для понимания существа вопроса, следует пояснить, что проведение ГДИС в низкопродуктивных скважинах, эксплуатирующих сложнопостроенные неоднородные, расчлененные и в большей степени карбонатные коллекторы, осложняется тем, что в конце снятия КВД забойное давление велико и создаваемая депрессия крайне мала и при низкой проницаемости пород коллекторов условный приток стремится к нулю, но при этом, длительное время не прекращается, и объем, требуемый для сжатия газа в затрубном пространстве, набирается крайне медленно. То есть заключительная фаза снятия кривой восстановления давления увеличивается на не приемлемо длительное время, что чревато увеличением недоборов и потерями нефти. Вот почему для надежного и качественного снятия характеристик забойного давления для построения КВД и необходимо исключить влияние ствола скважины. Исключая процессы влияния ствола скважины достигается эффект «чистоты» ГДИС.

Благодаря тому, что добывающую скважину оборудуют компоновкой, состоящей из колонны НКТ, насосной установки, соединяемого с ней напрямую или посредством хвостовика запорного устройства, работающего по принципу обратного клапана (по первому варианту в виде традиционного обратного клапана, выполненного с возможностью обеспечения его перекрытия путем размещения столба жидкости в затрубном пространстве высотой, обеспечивающей давление над запорным устройством заведомо большим, чем ожидаемое пластовое давление залежи, и выполненного с возможностью обеспечения разобщения подпакерной зоны эксплуатационной колонны скважины и надпакерной зоны эксплуатационной колонны скважины, включающей затрубное пространство и объем НКТ; а по второму варианту в виде электроклапана, закрытие и открытие которого осуществляется путем подачи сигнала с устья через кабель, или клапана, закрытие и открытие которого осуществляется путем подачи гидросигнала с устья с помощью капиллярной трубки) и пакера, размещаемого максимально приближенным к залежи, но выше ее, и манометра, размещаемого ниже запорного устройства снаружи или внутри НКТ, над или под пакером, обеспечивается:

во-первых, герметизация за счет пакера объема ствола скважины от эксплуатируемой залежи до запорного устройства, что позволяет исключить влияние ствола скважины на ГДИС;

во-вторых, малый объем подпакерного пространства, что приводит к исключению процессов перераспределения жидкости в стволе скважины и сжатия свободного газа в затрубном пространстве при проведении ГДИС.

Все это повышает качество исследований, их точность за счет исключения мешающих факторов, в том числе, ствола скважины.

При этом выдержку для записи КВД продолжают в один цикл до стабилизации и прекращения роста давления, а затем, после окончания гидродинамических исследований, по регистрации показаний с манометра, производят открытие запорного устройства и запуск насосной установки в работу (по второму варианту) или запуск насосной установки в работу и открытие запорного устройства (по первому варианту).

При этом следует подчеркнуть, что закрытие запорного устройства, выполненного в виде традиционного обратного клапана (первый вариант), производят путем закачки в затрубное пространство скважины технологической жидкости объемом и плотностью, заведомо большими, чем ожидаемое пластовое давление залежи, а перекрытие и открытие обратного электроклапана и клапана с капиллярной трубкой (второй вариант) осуществляют путем подачи сигнала с устья через кабель или через капиллярную трубку соответственно.

За счет размещения манометра по обоим вариантам ниже запорного устройства снаружи или внутри НКТ, над или под пакером достигается наиболее близкое его размещение к залежи, что позволяет расширить технологические возможности снятия показаний давления, в части получения более достоверной информации и минимизации пересчета на уровень расположения исследуемой залежи.

Кроме того, следует отметить, что достижение поставленного технического результата по сокращению времени исследований по снятию кривых восстановления пластового давления в добывающих скважинах, сложенных, преимущественно, сложнопостроенными, неоднородными, расчлененными и, в большей степени, карбонатными коллекторами, обеспечивается только в том случае, если будет обеспечено расстояние между запорным устройством и пакером не более 100 м. Например, если это пространство будет более 100 м, то объем жидкости от залежи до запорного устройства существенно увеличивается и при росте давления в процессе исследований вызовет процесс сжатия смеси, что приведет к искажению получаемых результатов, тем более, если ожидается появление свободного газа на указанном отрезке.

Соединение запорного устройства с насосной установкой напрямую или посредством хвостовика является конструкторским приемом для обеспечения надежности работы компоновки в скважине. На эту же цель работает и такой признак, как соединение запорного устройства с электроцентробежным насосом (ЭЦН), посредством кожуха или посредством кожуха через хвостовик.

Благодаря установке манометра ниже запорного устройства снаружи НКТ обеспечивается «освобождение» полости НКТ для свободного прохождения жидкости. При этом стенка НКТ будет снабжена узким отверстием, выполненным с возможностью передачи забойного давления на манометр, который размещается вплотную к этому отверстию в НКТ.

Благодаря тому, что в одном из преимущественных вариантов пакер дополнительно содержит инструмент посадочный гидравлический, а гидравлический канал пакера дополнительно снабжен обратным клапаном, появляется возможность выполнять компоновку в скважине глубинно-насосного оборудования с временным лагом, т.е. с разнесением во времени установки в скважине компонентов компоновки по частям, путем первичной установки выше залежи в скважине пакера, дополнительно содержащего инструмент посадочный гидравлический и с оборудованием его гидравлического канала обратным клапаном, с последующим спуском через какое-то время в скважину перед проведением гидродинамических исследований глубинно-насосного оборудования состоящего из колонны НКТ, насосной установки и запорного устройства. Это не повлияет на успешную реализацию предлагаемого способа, но зато позволит исключить загрязнение призабойной зоны скважины, например от попадания жидкости глушения.

Таким образом, благодаря совокупности как конструктивных признаков компоновки, используемой при реализации предлагаемого способа, так и совокупности перечня операций и их последовательности по обоим вариантам, и будет обеспечено высокое качество ГДИС, расширение возможности интерпретации получаемых результатов, при одновременном сокращении времени исследований по снятию кривых восстановления пластового давления в добывающих скважинах, преимущественно, в низкопродуктивных скважинах, эксплуатирующих сложнопостроенные неоднородные, расчлененные и в большей степени карбонатные коллекторы.

Предлагаемый способ по обоим вариантам иллюстрируется следующими чертежами, где на фиг. 1 представлена схема компоновки глубинно-насосного оборудования добывающей скважины, в которой проводятся ГДИС предлагаемым способом, с традиционным обратным клапаном по первому варианту; на фиг. 2 представлена схема компоновки глубинно-насосного оборудования добывающей скважины, в которой проводятся ГДИС предлагаемым способом по второму варианту, с обратным электроклапаном; на фиг. 3 - схема установки в скважине пакера с инструментом посадочным гидравлическим (ИПГ) и с обратным клапаном в гидравлическом канале (для обоих вариантов): А) - первичная установка в скважину пакера с ИПГ без другого оборудования; Б) - общая компоновка перед началом ГДИС; на фиг. 4 - показаны сравнительные результаты моделирования ГДИС конкретной добывающей скважины предлагаемым способом с закрытием на забое и на устье, а также известными способами без запорного устройства; на фиг. 5 - общая схема известного электроклапана, выпускаемого НПФ «Пакер» (г. Октябрьский).

Предлагаемый способ по обоим вариантам реализуется следующим образом.

При первичном обустройстве спускают в добывающую скважину 1 глубинно-насосное оборудование, состоящее из последовательно устанавливаемых, начиная с устья 2 скважины 1: колонны НКТ 3, встроенной в колонну 3 насосной установки 4, хвостовика НКТ 11 (по другому варианту, например, при спуске насоса непосредственно к залежи, можно обойтись и без хвостовика), запорного устройства 5, работающего по принципу обратного клапана; пакера 7, размещаемого максимально приближенным к залежи 6, например, на расстоянии 2-10 м, и манометра 8, размещенного в колонне НКТ 3 ниже запорного устройства и соединенного посредством кабеля 9 с регистрирующим устройством (станцией управления) на устье 2 скважины 1. Манометр 8 можно размещать как в колонне НКТ, так и снаружи ее, как над пакером, так и под пакером 7.

А запорное устройство 5, работающее по принципу обратного клапана, может быть выполнено разной конструкции. Например, по первому варианту (фиг. 1) это традиционный обратный клапан, состоящий в общем виде из корпуса с входной и выходной полостями, седлом, запорным органом (затвором), поджатый к седлу упругим элементом, например пружиной (https://ru.wikipedia.org/wiki/) (например, марки КОБШ (клапан обратный шаровый) ООО "ПКФ СИНТЕЗ" г. Пермь, http://pkfsintez.ru/index.html?id=3&parent_id=1&pg=1&eid=4&). А по второму варианту (фиг. 2) - это обратный электроклапан или клапан электрический (фиг. 5), по конструкции содержащий в общем виде механическую часть, включающую выдвижной шток с наконечником 12 в виде сферы, или шара, или конуса с одной стороны, и упорное седло 13 с другой стороны, сочленением последних достигается требуемая герметизация, и электропривода, который при подаче электросигнала через кабель перемещает шток с наконечником 12 на требуемую длину, обеспечивая открытие или закрытие клапана (такой вид клапана, например, выпускает Научно-производственная фирма «Пакер» г. Октябрьский, Башкирия; http://npf-paker.ru/about/).

Также в качестве запорного устройства по второму варианту может быть использован обратный клапан, закрытие и открытие которого осуществляется путем подачи гидравлического сигнала с устья с помощью капиллярной трубки (см. http://npf-paker.ru/katalog/171/8314/). Такой клапан представляет собой в общем виде механическую часть, включающую выдвижной шток с наконечником в виде сферы, или шара, или конуса с одной стороны, и упорное седло с другой стороны, сочленением последних достигается требуемая герметизация, и гидравлического привода, который при подаче через капиллярную трубку давления (например, жидкости) перемещает шток на требуемую длину, обеспечивая открытие или закрытие клапана.

Запорное устройство по обоим вариантам, работающее по принципу обратного клапана, выполнено с возможностью обеспечения разобщения подпакерной зоны эксплуатационной колонны скважины и надпакерной зоны эксплуатационной колонны скважины, включающей затрубное пространство и объем НКТ.

В качестве насосной установки 4 может быть использован электроцентробежный насос, или штанговая глубинная установка (ШГН).

В качестве пакера используют стандартное пакеровочное устройство, например, марки ПРО-ЯДЖ-О, или описанное в книге В.А. Аванесов, Е.М. Москалев. Пакеры для проведения технологических операций и эксплуатации скважин. Учебное пособие, Ухта: УГТУ, 2008 г., 91 с.

В преимущественном варианте выполнения предлагаемого способа (фиг. 3), когда по технологической необходимости, например, для смены насоса, требуется исключить трудоемкое извлечение пакера (вместе со всей компоновкой), то для этого требуется разнести во времени полное обустройство добывающей скважины, в последнюю сначала спускают только пакер, снабженный инструментом посадочным гидравлическим (предназначен для отсоединения и последующего соединения колонны труб со скважинным оборудованием, например, описан в патенте РФ №2380513) и установленным в гидравлическом канале этого пакера традиционным обратным клапаном. А всю остальную верхнюю часть компоновки спускают через какой-то промежуток времени, когда возникает необходимость проведения ГДИС.

Предлагаемый способ реализуется следующим образом. После спуска вышеуказанной компоновки, перед началом проведения гидродинамических исследований по предлагаемому способу по обоим вариантам сначала производят отключение насосной установки 4. Затем перекрывают на устье 2 скважины колонну НКТ 3 и затрубное пространство 10, а также закрывают запорное устройство 5 для исключения попадания пластового флюида из залежи 6 в колонну НКТ 3. Причем перекрытие запорного устройства 5, выполненного в виде традиционного обратного клапана (по первому варианту), производят путем закачки в затрубное пространство 10 скважины технологической жидкости (например, технической воды) объемом и плотностью, заведомо большими, чем ожидаемое пластовое давление залежи 6. Например, если пластовое давление залежи 6 составляет величину 15 МПа, при текущем забойном давлении перед остановкой 5 МПа, глубине залежи 1500 м, и плотности закачиваемой воды 1,15 г/см3, то закачивают не менее 8,5 м3. А перекрытие запорного устройства 5 (по второму варианту), выполненному, например, в виде обратного электроклапана, осуществляют путем подачи электросигнала с устья 1 скважины через кабель, или выполненному, например, в виде обратного клапана, управляемого посредством капиллярной трубки, путем подачи давления (закачки жидкости через канал трубки) с устья 2 скважины для принудительного закрытия клапана.

Далее производят гидродинамические исследования скважины путем регистрации манометром 8 изменения давления. На основе полученных данных с манометра 8 строятся аналитические кривые КВД (фиг. 4). Учитывая, что при регистрации КВД объем скважины 1 выше запорного устройства 5 не участвует в процессе, а подпакерное пространство крайне мало, ввиду расположения пакера 7 вблизи залежи 6, то и время, требуемое для восстановления давления существенно сокращается. Затем, после окончания гидродинамических исследований по регистрации показаний с манометра 8, по первому варианту производят запуск насоса в работу, это в свою очередь позволяет убрать ранее размещенный в затрубном пространстве столб жидкости, что в свою очередь приводит к открытию традиционного обратного клапана 5 и к дальнейшей эксплуатации скважины. При этом пластовый флюид из залежи 6 будет поступать через канал обратного клапана 11 в затрубное пространство 10 скважины 1 и далее - на прием насоса и через НКТ на устье 2 скважины. Далее скважину выводят на плановый режим работы.

По второму варианту после окончания съема показателей давления, т.е. после окончания гидродинамических исследований по результатам регистрации показаний с манометра 8, сначала производят открывание клапана по сигналу и только потом - последующий запуск насосной установки в работу.

Данные, приведенные на фиг. 4, показывают, что при реализации предлагаемого способа с использованием запорного устройства 5, восстановление давления в скважине происходит очень быстро (кривая 1), например, в течение 0,5 суток (показания для низкопродуктивной скважины с дебитом 8 т/сутки, Сапрыкинского месторождения, сложенной неоднородными карбонатными коллекторами); в то время как при реализации способа по прототипу (кривая 2) этот срок составляет 8 суток (для этой же скважины с таким же дебитом 8 т/сутки). Кривая 3 показывает сроки восстановления давления в этой скважине без закрытия устья скважины.

Таким образом, предлагаемый способ проведения ГИДС в добывающей скважине имеет следующие преимущества перед известными:

- позволяет существенно от 2-х до 10 раз сократить время исследования скважины, за счет отсутствия влияния мешающих факторов, в т.ч. ствола скважины, на время восстановления кривой давления;

- повысить достоверность и качество полученной информации, что обеспечит высокое качество ГДИС;

- не повышая годовые недоборы по добывающему предприятию в целом (за счет того, что ранее на ГДИС уходило 10-30 и более суток, а, значит, скважина была в простое) возможно увеличение объема исследований, что позволит обеспечить соблюдение законодательства в части проведения необходимых объемов промысловых исследований;

- особенно актуально внедрение заявленной технологии на скважинах после проведения гидравлического разрыва пласта (ГРП), так как позволяет получить дополнительную информацию: проводимость трещины, скин-фактор на стенке трещины и другое, что при обычном исследовании невозможно;

- также предлагаемая технология приобретает особую значимость при проведении ГДИС скважин с горизонтальным окончанием, т.к. объем получаемых данных, возможность их интерпретации существенно расширяются, так, например, по скважине необсаженной горизонтальной частью можно определить долю работающей длины ствола, что с проведением ГДИС при закрытии на устье невозможно.

1. Способ гидродинамического исследования пласта добывающей скважины, включающий выполнение компоновки в скважине глубинно-насосного оборудования, состоящей из колонны насосно-компрессорных труб НКТ, из насосной установки и из манометра, размещенного снаружи или внутри НКТ и соединенного посредством кабеля с регистрирующим устройством на устье скважины; последующее отключение насосной установки и перекрытие на устье затрубного и трубного пространства в начале проведения гидродинамических исследований и регистрацию показаний с манометра по скорости изменения забойного давления во времени для построения кривых восстановления давления, по которым судят о параметрах пласта, отличающийся тем, что компоновку в скважине глубинно-насосного оборудования выполняют состоящей из колонны НКТ, из насосной установки, из соединяемого с ней напрямую или посредством хвостовика запорного устройства, работающего по принципу традиционного обратного клапана и выполненного с возможностью обеспечения его перекрытия путем размещения столба жидкости в затрубном пространстве высотой, обеспечивающей давление над запорным устройством заведомо большим, чем ожидаемое пластовое давление залежи, и выполненного с возможностью обеспечения разобщения подпакерной зоны эксплуатационной колонны скважины и надпакерной зоны эксплуатационной колонны скважины, включающей затрубное пространство и объем НКТ, и пакера, размещаемого максимально приближенным к залежи, но выше ее, при этом манометр размещают ниже запорного устройства снаружи или внутри НКТ, над или под пакером; а далее после отключения насосной установки и перекрытия на устье затрубного и трубного пространства производят закрытие запорного устройства для исключения попадания пластового флюида из залежи в надпакерную зону эксплуатационной колонны, включающую затрубное пространство и объем НКТ, и осуществляют регистрацию показаний с манометра по скорости изменения забойного давления во времени, а затем после окончания гидродинамических исследований по результатам регистрации показаний с манометра производят запуск насосной установки в работу, выполняют откачку ранее размещенной в затрубном пространстве жидкости с одновременным открытием запорного устройства в результате откачки и далее осуществляют дальнейшую эксплуатацию скважины, при этом расстояние между указанным запорным устройством и пакером составляет не более 100 м.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что традиционный обратный клапан в общем виде включает корпус с входной и выходной полостями, седло, запорный орган, поджатый к седлу упругим элементом, например пружиной.

3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что при наличии в компоновке глубинно-насосного оборудования в качестве насосной установки электроцентробежного насоса ЭЦН он содержит кожух, посредством которого соединяется с хвостовиком или с запорным устройством.

4. Способ по п. 1, отличающийся тем, что при установке манометра ниже запорного устройства снаружи НКТ ее стенка снабжена отверстием, выполненным с возможностью передачи забойного давления на манометр.

5. Способ по п. 1, отличающийся тем, что пакер дополнительно содержит инструмент посадочный гидравлический, а гидравлический канал пакера дополнительно снабжен обратным клапаном.

6. Способ по п. 1 или 5, отличающийся тем, что компоновку в скважине глубинно-насосного оборудования выполняют с временным лагом путем первичной установки выше залежи в скважине пакера, дополнительно содержащего инструмент посадочный гидравлический и с оборудованием его гидравлического канала обратным клапаном, с последующим спуском в скважину перед проведением гидродинамических исследований глубинно-насосного оборудования, состоящего из колонны НКТ, насосной установки и соединяемого с ней напрямую или посредством хвостовика запорного устройства, выполненного с возможностью обеспечения разобщения подпакерной зоны эксплуатационной колонны скважины и надпакерной зоны эксплуатационной колонны скважины, включающей затрубное пространство и объем НКТ.

7. Способ гидродинамического исследования пласта добывающей скважины, включающий выполнение компоновки в скважине глубинно-насосного оборудования, состоящей из колонны насосно-компрессорных труб НКТ, из насосной установки и из манометра, размещенного снаружи или внутри НКТ и соединенного посредством кабеля с регистрирующим устройством на устье скважины; последующее отключение насосной установки и перекрытие на устье затрубного и трубного пространства в начале проведения гидродинамических исследований и регистрацию показаний с манометра по скорости изменения забойного давления во времени для построения кривых восстановления давления, по которым судят о параметрах пласта, отличающийся тем, что компоновку в скважине глубинно-насосного оборудования выполняют состоящей из колонны НКТ, из насосной установки, из соединяемого с ней напрямую или посредством хвостовика запорного устройства, работающего по принципу обратного клапана, в виде электроклапана, закрытие и открытие которого осуществляется путем подачи электрического сигнала с устья через кабель, или клапана, закрытие и открытие которого осуществляется путем подачи гидравлического сигнала с устья с помощью капиллярной трубки, выполненного с возможностью обеспечения разобщения подпакерной зоны эксплуатационной колонны скважины и надпакерной зоны эксплуатационной колонны скважины, включающей затрубное пространство и объем НКТ, и пакера, размещаемого максимально приближенным к залежи, но выше ее, при этом манометр размещают ниже запорного устройства снаружи или внутри НКТ, над или под пакером; а далее после отключения насосной установки и перекрытия на устье затрубного и трубного пространства производят закрытие запорного устройства для исключения попадания пластового флюида из залежи в надпакерную зону эксплуатационной колонны, включающую затрубное пространство и объем НКТ, и осуществляют регистрацию показаний с манометра по скорости изменения забойного давления во времени, а затем после окончания гидродинамических исследований по результатам регистрации показаний с манометра сначала производят открывание клапана и последующий запуск насосной установки в работу и далее осуществляют дальнейшую эксплуатацию скважины, при этом расстояние между указанным запорным устройством и пакером составляет не более 100 м.

8. Способ по п. 7, отличающийся тем, что при наличии в компоновке глубинно-насосного оборудования в качестве насосной установки электроцентробежного насоса ЭЦН он содержит кожух, посредством которого соединяется с хвостовиком или с запорным органом.

9. Способ по п. 7, отличающийся тем, что при установке манометра ниже запорного устройства снаружи НКТ ее стенка снабжена отверстием, выполненным с возможностью передачи забойного давления на манометр.

10. Способ по п. 7, отличающийся тем, что пакер дополнительно содержит инструмент посадочный гидравлический, а гидравлический канал пакера дополнительно снабжен традиционным обратным клапаном.

11. Способ по п. 7 или 10, отличающийся тем, что компоновку в скважине глубинно-насосного оборудования выполняют с временным лагом путем первичной установки выше залежи в скважине пакера, дополнительно содержащего инструмент посадочный гидравлический и с оборудованием его гидравлического канала обратным клапаном, с последующим спуском в скважину перед проведением гидродинамических исследований глубинно-насосного оборудования, состоящего из колонны НКТ, насосной установки и соединяемого с ней напрямую или посредством хвостовика запорного устройства, выполненного с возможностью обеспечения разобщения подпакерной зоны эксплуатационной колонны скважины и надпакерной зоны эксплуатационной колонны скважины, включающей затрубное пространство и объем НКТ.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи посредством тепловых методов, в частности при организации внутрипластового горения (ВПГ).

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Техническим результатом изобретения является повышение эффективности эксплуатации добывающей высоковязкую нефть скважины, повышение качества очистки внутрискважинного оборудования от АСПО, снижение нагрузок на колонну штанг штангового насоса.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи посредством тепловых методов, в частности, при организации внутри пластового горения (ВПГ).

Изобретение относится к геофизической технике и может быть использовано при проведении геофизических исследований в процессе бурения при проводке горизонтальных и наклонно направленных нефтяных и газовых скважин совместно с забойными телеметрическими системами.

Изобретение относится к технике, используемой в нефтедобывающей промышленности, и предназначено для замера и учета продукции нефтяных скважин. Устройство для измерения дебита нефтяных скважин содержит газосепаратор с гидроциклоном, газовую линию с датчиками давления, температуры и газовым расходомером, связанными с микропроцессором, жидкостную линию и общий коллектор, связанный с газовой и жидкостной линией.

Изобретение относится к горному делу. В частности, предложен способ выбора объектов в пробуренных нефтегазовых скважинах для проведения гидроразрыва пласта на месторождениях с участками с невыработанными - остаточными «целиками» нефти, включающий этапы, на которых: исследуют бурящиеся скважины наклонометром, выделяют с его помощью природные субвертикальные и вертикальные трещины на указанных участках, в том числе не пересекающих ствол скважины, строят на основе статистической обработки показаний наклонометра полярную диаграмму - «розы» распределения азимутальных направлений природных субвертикальных и вертикальных трещин в продуктивном пласте, далее производят совмещение полярной диаграммы - «розы» азимутальных направлений природных трещин в продуктивном пласте с координатами их вертикальной и субвертикальной пространственной ориентации в околоскважинном пространстве в диапазоне 60-90 град, зарегистрированных для каждого продуктивного объекта в конкретном стволе скважины, с положением этой скважины на карте распределения текущих или остаточных запасов данного месторождения и выбирают для ГРП ту скважину, в раствор с угловой характеристикой в пределах 15-20 град азимутальных направлений природных субвертикальных и вертикальных трещин которой попадает более 60% поперечного диаметра площади остаточного «целика» нефти.

Изобретение относится к средствам для получения геологического пространства для испытания в скважинных условиях новых средств для использования в скважинах. Предложена система для обеспечения пространства для формирования геологического испытательного пространства для проверки непроверенных приборов с истощенной геологической структурой во время закрытия скважины.

Изобретение относится к средствам для проведения испытаний в скважинах. Техническим результатом является обеспечение эффективной работы по добыче углеводородов за счет своевременного выявления ухудшения работы скважин на месторождении и установление новых режимов работы скважин или необходимости их ремонта.

Изобретение относится к средствам передачи информации из скважины на поверхность. Техническим результатом является повышение эффективности использования поплавкового клапана и снижение затрат энергии на передачу информации по давлению на поверхность.

Изобретение относится к области промысловой геофизики, а именно к устройствам для измерений геофизических и технологических параметров в процессе бурения и передачи их на поверхность.

Группа изобретений относится к нефтяному машиностроению и предназначена в качестве обратного клапана для использования с погружными штанговыми или электроцентробежными насосами, предназначенными преимущественно для перекачивания жидкостей с высоким содержанием механических примесей.

Изобретение относится к области добычи углеводородов и может быть использовано при подземном ремонте скважин, оборудованных фонтанным лифтом, электроцентробежными или иными насосами.

Группа изобретений относится к скважинному компенсатору давления для применения вместе со скважинным инструментом, содержащему корпус с камерой и внутренней полой секцией, первый поршень, делящий камеру на первую секцию и вторую секцию, причем первая секция соединена с возможностью передачи текучей среды с первым отверстием для текучей среды, вторая секция соединена с возможностью передачи текучей среды со скважиной через второе отверстие для текучей среды, и первую пружину, расположенную внутри второй секции для приложения давления к первому поршню, чтобы сделать возможным сохранение избыточного давления в первой секции.

Группа изобретений относится в нефтегазодобывающей отрасли, в частности к регулированию потока флюидов в трубных колоннах в скважинах. Устройство содержит кожух с одним или несколькими сформированными в нем отверстиями; клапанный компонент, который может совмещаться и выводиться из совмещения с указанным одним или несколькими отверстиями в кожухе; и одну или несколько пробок, установленных в одном или нескольких отверстиях, причем в каждом отверстии установлена одна пробка, так что обеспечивается возможность спуска клапанного компонента в открытом положении по отношению к отверстиям.

Изобретение относится к способам обработки призабойной зоны пластов скважин и может быть использовано в нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - интенсификация добычи нефти путем повышения или восстановления гидропроводности призабойной зоны пласта.

Группа изобретений относится к оборудованию, используемому в работах, выполняемых в подземных скважинах и, в частности, к регулированию притока пластовых текучих сред и выпуска нагнетаемых текучих сред с сопротивлением потоку, зависящим от направления.

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности и, в частности, к устройствам для обработки призабойной зоны скважины мгновенными импульсами давления.

Группа изобретений относится к клапанам, используемым при бурении скважин, к компоновкам низа бурильной колонны и к способам избирательного приведения в действие забойного двигателя.

Изобретение относится к горному делу и может быть применено для управления работой скважинного клапана. Способ включает установку трубной колонны в стволе скважины, затем установку электрического привода в проточном канале, проходящем через трубную колонну по ее длине, и управление работой запирающего устройства клапана с помощью электрического питания, подаваемого к электрическому приводу через, по меньшей мере, одно электрическое соединение между электрическим приводом и указанным клапаном.

Группа избретений относится к скважинным шаровым клапанам и, более конкретно, к их седловым устройствам и проведению соответствующих скважинных операций с их использованием.
Наверх