Способ селективных гидродинамических исследований в скважинах на многопластовых метаноугольных месторождениях


 


Владельцы патента RU 2611780:

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

Изобретение относится к области добычи метана из угольных пластов, в частности к способам проведения селективных гидродинамических исследований в скважинах на многопластовых метаноугольных месторождениях. Техническим результатом является повышение точности и качества гидродинамических исследований угольных пластов метаноугольных скважин. Способ включает спуск в метаноугольную скважину на колонне насосно-компрессорных труб с двухпакерной компоновкой внутрискважинного оборудования, включающего винтовой насос, датчик забойного давления и температуры, выделение с помощью пакеров одного из вскрытых угольных пластов исследуемой метаноугольной скважины, после чего осуществляют понижение уровня жидкости с темпом создания депрессии на продуктивный угольный пласт не более 0,3 атм/сут и проводят гидродинамические исследования. Причем гидродинамические исследования проводят во второй метаноугольной скважине, расположенной в 30-100 м от первой метаноугольной скважины, для чего на колонне насосно-компрессорных труб с двухпакерной компоновкой спускают внутрискважинное оборудование, при этом выделяя пакерами тот же продуктивный угольный пласт, после проведения исследований останавливают винтовой насос на второй метаноугольной скважине и проводят гидродинамические исследования на первой метаноугольной скважине. 1 ил.

 

Изобретение относится к области добычи метана из угольных пластов, в частности к способам проведения селективных гидродинамических исследований в скважинах на многопластовых метаноугольных месторождениях.

Известен способ исследования скважины (патент РФ № 2528307 C1, МПК E21B 47/103, опубл. 10.09.2014, бюл. 25), согласно которому в скважину спускают компоновку, состоящую снизу вверх из воронки, пакера, размещаемого в интервале между продуктивными пластами, колонны труб малой теплопроводности с размещенными на наружной поверхности автономными скважинными приборами, устройства эжекторного для геофизических исследований скважин и колонны насосно-компрессорных труб, устанавливают пакер, проводят технологическую выдержку для восстановления температурного режима, прокачивают воду по колонне насосно-компрессорных труб через устройство эжекторное для геофизических исследований скважин и межтрубное пространство, снижают забойное давление под пакером, вызывают приток из нижнего продуктивного пласта, срывают пакер, поднимают компоновку и производят интерпретацию показаний автономных приборов.

Известен способ проведения геофизических исследований наклонных и горизонтальных скважин (патент РФ № 129987 U1, МПК E21B 47/01, опубл. 10.07.2013, бюл. 19), который включает спуск в скважину на колонне труб струйного насоса с проходным каналом в его корпусе и пакера, установку пакера, спуск на каротажном кабеле через колонну труб и проходной канал струйного насоса герметизирующего узла и по меньшей мере одного геофизического прибора со средством его доставки в наклонные и/или горизонтальные участки скважины, фиксацию герметизирующего узла в проходном канале струйного насоса, создание в подпакерном пространстве скважины депрессий, регистрацию геофизических параметров скважины по мере продвижения геофизического прибора внутри скважины и создания депрессий.

Наиболее близкой по технической сущности к заявляемому техническому решению является способ исследования пластов (патент № 2366813 С1, МПК E21B 47/10, E21B49/00, опубл. 10.09.2009, бюл. 25), который включает спуск на бурильных трубах устройства с верхним и нижним пакерами, фильтром, глубинными приборами и башмаком до забоя. Устройство снабжено глубинным электронасосом, обратным клапаном для опрессовки пакеров, расположенным над фильтром, промывочным переводником, расположенным над обратным клапаном. В фильтре расположены глубинные приборы, связанные регулируемыми по длине штангами таким образом, что это позволяет расположить их в фильтре на разной глубине и в разной компоновке. При спуске устройства до забоя фильтр перекрывает всю толщину пласта пакерами. Депрессию производят глубинным электронасосом. Снятие информации осуществляют по всей толщине пласта за один спуск-подъем устройства с передачей информации по кабелю.

Исследования в указанных способах осуществляют в одиночных скважинах.

Технический результат заявляемого изобретения заключается в повышении точности и качества гидродинамических исследований угольных пластов метаноугольных скважин за счет определения параметров депрессионной воронки системы двух и более скважин.

Указанный технический результат достигается тем, что в способе селективных гидродинамических исследований в скважинах на многопластовых метаноугольных месторождениях, включающем спуск в метаноугольную скважину на колонне насосно-компрессорных труб с двухпакерной компоновкой внутрискважинного оборудования, включающего винтовой насос, датчик забойного давления и температуры, выделение с помощью пакеров одного из вскрытых угольных пластов исследуемой метаноугольной скважины, после чего осуществляют понижение уровня жидкости с темпом создания депрессии на продуктивный угольный пласт не более 0,3 атм/сут и проводят гидродинамические исследования, согласно изобретению гидродинамические исследования проводят во второй метаноугольной скважине, расположенной в 30-100 м от первой метаноугольной скважины, для чего на колонне насосно-компрессорных труб с двухпакерной компоновкой спускают внутрискважинное оборудование, при этом выделяя пакерами тот же продуктивный угольный пласт, после проведения исследований останавливают винтовой насос на второй метаноугольной скважине и проводят гидродинамические исследования на первой метаноугольной скважине.

Изобретение поясняется чертежом, на котором изображена схема для осуществления способа селективных гидродинамических исследований в скважинах на многопластовых метаноугольных месторождениях.

Способ селективных гидродинамических исследований в скважинах на многопластовых метаноугольных месторождениях осуществляют следующим образом. В метаноугольную скважину 1 на колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) 2 с двухпакерной компоновкой спускают внутрискважинное оборудование 3, включающее винтовой насос, датчик забойного давления и температуры. С помощью пакеров 4, 5 изолируют один из вскрытых угольных пластов 6 исследуемой метаноугольной скважины 1. При этом в метаноугольную скважину 7, расположенную в 30-100 м от метаноугольной скважины 1, для проведения гидродинамических исследований на НКТ 8 с двухпакерной компоновкой спускают внутрискважинное оборудование 9, включающее винтовой насос, датчик забойного давления и температуры, изолируя пакерами 10, 11 тот же продуктивный угольный пласт 6. На устьях метаноугольных скважин 1, 7 устанавливают расходомеры по определению дебита воды и газа, а также датчик давления газа. В метаноугольной скважине 1 понижают уровень жидкости с темпом создания депрессии на продуктивный угольный пласт 6 не более 0,3 атм/сут и проводят гидродинамические исследования на метаноугольной скважине 7. После проведения исследований останавливают винтовой насос на метаноугольной скважине 7 и проводят гидродинамические исследования на метаноугольной скважине 1 для определения параметров увеличения дебита скважин при работе в системе.

После чего всю последовательность действий по способу селективных гидродинамических исследований в скважинах на многопластовых метаноугольных месторождениях повторяют на нижележащих продуктивных угольных пластах без подъема пакерных компоновок и глубинно-насосного оборудования.

Таким образом, указанный способ селективных гидродинамических исследований в скважинах позволяет определить гидродинамическую связь между метаноугольными скважинами и такие параметры, как время распространения и диаметр депрессионной воронки, проницаемость пластов, давление начала десорбции и, как следствие, параметры увеличения дебита скважин при работе в системе, а также позволяет получить исходную информацию по дебиту воды и газа, необходимую для технологического моделирования и контроля за разработкой многопластового метаноугольного месторождения.


Способ селективных гидродинамических исследований в скважинах на многопластовых метаноугольных месторождениях, включающий спуск в метаноугольную скважину на колонне насосно-компрессорных труб с двухпакерной компоновкой внутрискважинного оборудования, включающего винтовой насос, датчик забойного давления и температуры, выделение с помощью пакеров одного из вскрытых угольных пластов исследуемой метаноугольной скважины, после чего осуществляют понижение уровня жидкости с темпом создания депрессии на продуктивный угольный пласт не более 0,3 атм/сут и проводят гидродинамические исследования, отличающийся тем, что гидродинамические исследования проводят во второй метаноугольной скважине, расположенной в 30-100 м от первой метаноугольной скважины, для чего на колонне насосно-компрессорных труб с двухпакерной компоновкой спускают внутрискважинное оборудование, при этом выделяя пакерами тот же продуктивный угольный пласт, после проведения исследований останавливают винтовой насос на второй метаноугольной скважине и проводят гидродинамические исследования на первой метаноугольной скважине.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к газовой промышленности и может быть использовано для выявления скважин-обводнительниц и водоприточных интервалов. Способ включает проведение без остановки скважин фоновых и мониторинговых влагометрических исследований всего действующего фонда, на основании которых выявляют группу скважин, возможных обводнительниц.

Изобретение относится к скважинной добыче асфальтосмолопарафиновых нефтей с помощью глубинных насосов с электрическими приводами, снабженными частотными регуляторами электротока.

Изобретение относится к скважинной добыче асфальтосмолопарафиновых нефтей с помощью глубинных электроцентробежных насосов (ЭЦН), в частности к способам оценки объема отложений в колонне лифтовых труб.

Предлагаемое изобретение относится к области нефтегазовой промышленности и может быть использовано для контроля технического состояния нефтегазовых скважин. Предлагаемый способ включает регистрацию по стволу скважин амплитуды электромагнитного поля в низкочастотном диапазоне, вызванном вибрацией потока жидкости в заколонном пространстве обсадной колонны с остаточной намагниченностью.

Изобретение относится к способам определения момента постановки скважин на ремонт и может быть использовано в газовой и нефтяной промышленности. Техническим результатом является определение оптимального момента постановки скважины на ремонт.

Изобретение относится к бурению скважин, в частности к средствам отслеживания бурения множества скважин относительно друг друга. Техническим результатом является повышение точности обнаружения магнитного градиента за счет минимизации влияния тока на магнитный градиометр.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и предназначено для изучения явлений интерференции и взаимовлияния скважин. Предложена система определения коэффициентов взаимовлияния скважин, включающая модуль баз данных, блок выборки данных, модуль подготовки данных, модуль расчета коэффициентов, отчетный модуль, блок отображения отчетов.

Данное изобретение относится к способу визуализации скважинной среды с использованием скважинной системы визуализации. Техническим результатом является оптимизация передачи данных при различных эксплуатационных условиях.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может быть использовано при разработке газовых и газоконденсатных месторождений для контроля технического состояния скважин и оперативного изменения технологического режима их эксплуатации.

Изобретение относится к средствам для исследования подземных пластов с использованием электрических полей. Предложена система для создания или измерения электрических полей в скважине, содержащая: первый электрод, находящийся внутри скважины, имеющей ось, и имеющий электрический контакт с землей; усилитель, соединенный с первым электродом; и второй электрод, выполненный таким образом, что между первым электродом и вторым электродом создано первое электрическое поле.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разобщения водоносных и нефтеносных интервалов ствола горизонтальной скважины. При реализации способа проводят спуск с промывкой в пробуренную необсаженную эксплуатационной колонной горизонтальную часть ствола скважины по меньшей мере одного скважинного фильтра в составе хвостовика, оборудованного срезаемыми заглушками. Далее проводят герметизацию скважинного пространства между хвостовиком и стенками скважины пакером или пакерами. Затем разрушают заглушки внутри хвостовика специальным инструментом, отсоединяют хвостовик от транспортной колонны, которую извлекают на поверхность. Проводят освоение скважины, спуск подземного оборудования и ввод скважины в эксплуатацию. Пакер используют водонабухающий, или нефтенабухающий, или водонефтенабухающий. Перед спуском хвостовика фильтры дополнительно оборудуют нижним пакером, проводят исследование в открытом стволе скважины на наличие и определение интервалов притоков воды, калибровку открытого ствола с шаблонированием и определяют участки открытого ствола скважины без каверн в стенках скважины с двух сторон от интервалов водопритоков. С учетом этих исследований собирают хвостовик и спускают в скважину. Фильтры располагают вне интервалов водопритоков. Пакеры располагают в определенных участках открытого ствола скважины, а именно с двух сторон от интервалов водопритоков. Верхний пакер располагают в обсаженной части ствола скважины. После чего осуществляют замену скважинной жидкости в стволе скважины на жидкость, обеспечивающую наиболее быстрое набухание пакеров. После технологической выдержки, достаточной для набухания пакеров, спрессовывают пространство между эксплуатационной и транспортной колоннами труб нагнетанием жидкости, обеспечивающей наиболее быстрое набухание пакеров. В случае отсутствия герметичности повторяют замену скважинной жидкости в стволе скважины на жидкость, обеспечивающую наиболее быстрое набухание пакеров, технологическую выдержку и опрессовку до полного отсутствия циркуляции в скважине или приемистости в межтрубном пространстве. При наличии водопритока со стороны забоя скважины низ хвостовика оборудуют клапаном, пропускающим жидкость в направлении из хвостовика в скважину. Техническим результатом является повышение эффективности изоляции обводненных интервалов открытого ствола горизонтальной скважины за счет объективного контроля установки и активации (посадки) пакеров. 1 з.п. ф-лы, 8 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для определения динамического или статического уровня жидкости в нефтедобывающей или водозаборной скважинах. Техническим результатом является создание способа определения уровня жидкости в скважине в постоянном режиме без применения электромагнитной волны в качестве сигнала, инициирующего начало отсчета времени. Способ заключается в создании акустической волны на уровне жидкости в скважине и измерении времени распространения волны в скважинном пространстве. При этом акустическую волну одновременно создают в газовой и жидкой средах и фиксируют хронологическое время прихода акустической волны по газовой среде от уровня жидкости до приемника на устье скважины - tгаз и хронологическое время прихода второй акустической волны от уровня жидкости до приемника в зоне глубинной насосной установки - tжид, информация по этим хронологическим временам передается на станцию управления скважины, а уровень жидкости определяют по математической формуле. 1 ил.

Изобретение относится к средствам связи между поверхностью и скважиной. Техническим результатом является обеспечение надежной и эффективной связи между оператором и устройствами в скважине. В частности, предложена забойная система связи для ствола скважины с большим отходом, содержащая: блок оператора, функционально выполненный с возможностью обеспечения по меньшей мере одного из дистанционного мониторинга и управления двумя или более устройствами, установленными в стволе скважины с большим отходом; множество первых коммуникаторов, установленных в наклонно-направленном с большим зенитным углом удлинении ствола скважины и выполненных с возможностью приема или передачи сигнала, по меньшей мере сигнала с или на по меньшей мере одно из двух или более устройств; и множество вторых коммуникаторов, пространственно удаленных от ствола скважины. Причем каждый один из множества первых коммуникаторов спарен с соответствующим одним из множества вторых коммуникаторов для формирования множества пар, так что каждая пара из множества пар расположена удаленно от других пар из множества пар. Каждая пара из первого коммуникатора и второго коммуникатора установлена в основном в вертикальной плоскости, проходящей вдоль отрезка длины наклонно-направленного с большим зенитным углом удлинения. Причем второй коммуникатор функционально поддерживает связь для передачи сигналов как с первым коммуникатором, так и с блоком оператора для обеспечения передачи сигналов между первым коммуникатором и блоком оператора через второй коммуникатор. Второй коммуникатор каждой пары расположен в объеме в форме треугольной призмы, причем основание объема в форме треугольной призмы образовано поверхностью, в которой выполнен ствол скважины с гребнем объема в форме треугольной призмы, образованным линией, проходящей вдоль отрезка длины наклонно-направленного с большим зенитным углом удлинения скважины, или в конусообразном объеме, основание конусообразного объема образовано поверхностью, в которой выполнен ствол скважины, и гребень конусообразного объема образован местом первого коммуникатора. По меньшей мере одна пара коммуникаторов сконфигурирована для выборочного соединения и функционирования с одним из двух или более устройств, установленных в стволе скважины с большим отходом. 3 н. и 16 з.п. ф-лы, 5 ил.

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано в процессе проведения скважинных электромагнитных исследований. Предложена скважинная телеметрическая система и способ, в которых электроизоляционный материал расположен выше и/или ниже запускающего электрический ток устройства или приемника вдоль скважинной колонны для расширения диапазона телеметрической системы, увеличения скорости телеметрии и/или понижения скважинных требований электропитания. Технический результат - предотвращение цепей короткого замыкания через буровой раствор и в обсадной трубе или непосредственно в обсадной трубе. 3 н. и 12 з.п. ф-лы, 5 ил., 1 табл.

Группа изобретений относится к буровым работам, а в частности к распределенным подземным способам измерений. Способ мониторинга скважинных показателей в буровой скважине, проходящей через формацию, включает размещение в буровой скважине колонны соединенных труб, формирующей скважинную электромагнитную цепь, обеспечивающую создание электромагнитного сигнального канала между множеством датчиков в колонне соединенных труб. Получают через скважинную электромагнитную цепь данные от первого датчика указанного множества датчиков. Получают через скважинную электромагнитную цепь данные от второго датчика указанного множества датчиков, который расположен на расстоянии в продольном направлении от первого датчика в колонне соединенных труб. Сопоставляют данные первого датчика и данные второго датчика. Делают вывод о скважинном показателе на основе данных от датчиков. Управляют скважинным показателем на основе указанного сопоставления путем выборочной регулировки с учетом указанного вывода по меньшей мере одного параметра, влияющего на указанный скважинный показатель. Причем выборочную регулировку указанного по меньшей мере одного параметра выполняют до тех пор, пока указанный скважинный показатель не будет соответствовать целевому скважинному показателю в заданном диапазоне погрешности. Техническим результатом является повышение достоверности получаемых данных и повышение эффективности управления скважинным показателем или скважинным параметром на основе полученных данных. 8 н. и 20 з.п. ф-лы, 27 ил.

Изобретение относится к направленному бурению скважин. Техническим результатом является повышение точности определения расстояния и направления до целевой скважины за счет усиления электромагнитного поля в целевой области исследования. В частности предложена система для определения расстояния и направления до целевой скважины от второй скважины, в которой выполняют бурение, содержащая: обсадную колонну, размещенную по меньшей мере в части целевой скважины; буровую колонну в скважине, в которой выполняют бурение, при этом буровая колона выполняет измерения в процессе бурения; источник электрического тока, предназначенный для возбуждения подачи тока к целевой скважине путем прямого электрического соединения с целевой скважиной; и измерительный прибор электромагнитного поля во второй скважине. Причем система содержит изолированный провод и электрод, размещенные настолько глубоко, насколько приемлемо, в скважине для установления электрического контакта с обсадной колонной целевой скважины, и дополнительную изолирующую секцию в обсадной колонне для обеспечения направления больше тока в ближайшую зону измерения. При этом измерительный прибор электромагнитного поля реагирует на электромагнитное поле и на радиальные градиенты электромагнитного поля, создаваемые электрическим током в целевой скважине. 4 н. и 27 з.п. ф-лы, 9 ил.

Изобретение относится к устройству для проведения измерений, относящихся к поиску нефти и газа при направленном бурении. Техническим результатом является повышение точности идентифицирования продуктивной зоны. Предложена система для направленного бурения, содержащая: оптический вычислительный элемент (105; 405; 805), расположенный в корпусе (401), выполненном с возможностью крепления к бурильной колонне; окно (402) в корпусе, выполненное с возможностью получения света извне корпуса таким образом, чтобы свет был направлен из области снаружи бурильной колонны к оптическому вычислительному элементу, когда корпус установлен на бурильной колонне; и аналитический блок (420), предназначенный для обеспечения сигнала на основании сигнала, выходящего из оптического вычислительного элемента в ответ на прием оптическим вычислительным элементом света из области снаружи бурильной колонны. Обеспечиваемый сигнал предназначен для направленного бурения на основании характеристики области, определенной по сигналу, выходящему из оптического вычислительного элемента. 6 з.п. ф-лы, 11 ил.

Изобретение относится к средствам исследования скважин. Техническим результатом является повышение точности получения данных исследований. Предложен способ автоматической оценки данных скважинного исследования подземного ствола скважины, включающий прием измеренных значений скважинного навигационного датчика и автоматическую оценку данных наземного датчика, полученных практически в то же время, что и измеренные значения от навигационного датчика, для определения, действительно ли измеренные значения навигационного датчика были получены при приемлемых условиях скважинных исследований ствола скважины. Измеренные значения навигационного датчика оцениваются для определения, удовлетворяют ли измеренные значения определенным заданным условиям, требуемым для получения приемлемых данных скважинного исследования. Рекомендация для скважинного исследования автоматически генерируется на основании выполненных автоматических оценок. 3 н. и 17 з.п. ф-лы, 4 ил.

Изобретение относится к средствам для обеспечения бурения сближенных параллельных скважин. Техническим результатом является обеспечение точного определения расстояния между параллельными скважинами за счет исключения или минимизации влияния различных факторов на электромагнитные сигналы в процессе измерения. В частности, предлагается способ измерения расстояния во множестве скважин. В примере осуществления изобретения множество передатчиков и множество приемников размещены во множестве скважин с целью обмена электромагнитными сигналами. Посредством реализации способа полной компенсации компьютерная система выполняет определение множества компенсированных сигналов. Компенсированный сигнал определяется на основе сигнала, принятого из первой скважины, и второго сигнала, принятого из второй скважины. В другом примере осуществления изобретения первый передатчик размещен в первой скважине, первый приемник размещен во второй скважине и второй передатчик или второй приемник размещен в первой скважине или второй скважине. Посредством реализации способов частичной компенсации компьютерная система выполняет определение компенсированных сигналов. С использованием компенсированных сигналов компьютерная система определяет положение первой скважины относительно второй скважины и предоставляет данные о положении. 6 н. и 31 з.п. ф-лы, 9 ил.

Изобретение относится к области эксплуатации нефтяных месторождений. Техническим результатом является увеличение эффективности перекачивания нефти из пласта. Предложен способ определения силы для скважинного нефтяного насоса, характеризующийся тем, что предусматривает: определение, при перемещении насосной штангой плунжера вверх, первого давления, оказываемого столбом жидкости на плунжер, второго давления, обусловленного воздействием интенсивности давления в выпускном отверстии скважинного нефтяного насоса на плунжер, и силы инерции, с которой столб жидкости действует на цилиндр скважинного нефтяного насоса; определение силы трения, генерируемой в процессе перемещения насосной штангой плунжера; определение сопротивления, которое возникает при прохождении жидкости через отверстие нагнетательного клапана или отверстие всасывающего клапана, и силы вдавливания, с которой столб жидкости действует на насосную штангу, в процессе перемещения насосной штангой плунжера; определение третьего давления, обусловленного воздействием интенсивности давления в скважинном нефтяном насосе на плунжер, и четвертого давления, обусловленного воздействием противодавления на устье скважины на нижнюю поверхность насосной штанги, в процессе перемещении насосной штангой плунжера; и согласно направлению, в котором насосная штанга перемещает плунжер, выбор из различных сил, которые описаны выше, силы, которая соответствует направлению перемещения, и определение результирующей силы, воздействующей на нижний конец насосной штанги, на основе выбранной силы. 2 н. и 7 з.п. ф-лы, 7 ил.
Наверх