RU2225506C2 - Method for measuring impermeability of force-pumping well operation string - Google Patents
Method for measuring impermeability of force-pumping well operation string Download PDFInfo
- Publication number
- RU2225506C2 RU2225506C2 RU2002111062/03A RU2002111062A RU2225506C2 RU 2225506 C2 RU2225506 C2 RU 2225506C2 RU 2002111062/03 A RU2002111062/03 A RU 2002111062/03A RU 2002111062 A RU2002111062 A RU 2002111062A RU 2225506 C2 RU2225506 C2 RU 2225506C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- packer
- well
- tubing
- raised
- string
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Examining Or Testing Airtightness (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам контроля технического состояния эксплуатационной колонны нагнетательной скважины с целью определения ее герметичности для предотвращения загрязнения питьевых вод, а также получения достоверной информации о степени охвата воздействием работающей мощности пласта.The invention relates to the oil industry, and in particular to methods of monitoring the technical condition of the production casing of an injection well in order to determine its tightness to prevent contamination of drinking water, as well as to obtain reliable information about the degree of coverage by the working power of the formation.
Известны способы контроля исследования технического состояния эксплуатационной колонны нагнетательной скважины, а именно на герметичность, методами расходометрии или термометрии [1 и 2].Known methods for monitoring studies of the technical condition of the production casing of the injection well, namely for tightness, by flow measurement or thermometry [1 and 2].
Однако известные способы не технологичны, осуществления их связаны с остановкой скважины и требуют больших затрат времени.However, the known methods are not technologically advanced; their implementation is associated with shutting down the well and is time consuming.
При этом необходимость глушения скважины требует вызова бригады капитального ремонта скважины и спуско-подъемных операций, что приводит к удорожанию исследований. Из-за дороговизны проводимых исследовательских работ зачастую такого рода работы проводятся в недостаточном объеме, что чревато отрицательными последствиями, а именно засолонениями верхних питьевых вод из-за негерметичности эксплуатационной колонны, и ошибочными выводами о степени охвата воздействием работающей мощности пласта.At the same time, the necessity of killing a well requires the call of a team for overhaul of the well and tripping, which leads to a rise in the cost of research. Due to the high cost of research work, this kind of work is often carried out in insufficient volume, which is fraught with negative consequences, namely salinization of the upper drinking water due to leakage of the production string, and erroneous conclusions about the degree of coverage by the working capacity of the formation.
Известен также способ исследования на герметичность эксплуатационной колонны нагнетательной скважины [3], включающий спуск в скважину пакера на кабель-канате, приводящегося в рабочее положение с помощью электрического двигателя, перекрытие ствола скважины пакером, создание давления над пакером путем нагнетания жидкости в скважину, регистрацию изменения давления одновременно над и под пакером с помощью манометров, по соответствию или не соответствию изменений показателей которых судят о негерметичности пакера или эксплуатационной колонны, и поднятие пакера на поверхность.There is also a known method for testing the tightness of the production casing of an injection well [3], which includes lowering a packer into a well on a cable rope brought into working position by an electric motor, closing the wellbore with a packer, creating pressure above the packer by injecting fluid into the well, recording changes pressure simultaneously above and below the packer using pressure gauges, according to whether or not the changes in the indicators of which judge the leak of the packer or operating bosoms, and raising the packer to the surface.
Недостатком является то, что способ требует подъема насосно-компрессорных труб (НКТ) на поверхность для его реализации, что связано с затратой времени до 48 часов, с использованием рабочей бригады, а также техники.The disadvantage is that the method requires lifting tubing to the surface for its implementation, which is associated with the time consumption of up to 48 hours, using a working team, as well as equipment.
Задачей настоящего изобретения является получение более достоверной информации о негерметичности эксплуатационной колонны и снижение затрат времени и средств.The objective of the present invention is to obtain more reliable information about the leakage of the production string and reduce the cost of time and money.
Поставленная задача решается описываемым способом, включающим спуск в скважину пакера на кабель-канате, приводящегося в рабочее положение с помощью электрического двигателя, перекрытие ствола скважины пакером, создание давления над пакером путем нагнетания жидкости в скважину, регистрацию изменения давления одновременно над и под пакером с помощью манометров, по соответствию или не соответствию изменений показателей которых судят о негерметичности пакера или эксплуатационной колонны, и поднятие пакера на поверхность.The problem is solved by the described method, including the descent into the well of the packer on the cable rope, brought into working position by an electric motor, the borehole closing the packer, creating pressure above the packer by injecting fluid into the well, recording pressure changes simultaneously above and below the packer using manometers, according to whether or not the changes in the indicators of which judge the leak of the packer or production casing, and lifting the packer to the surface.
Новым является то, что пакер спускают на заданную глубину через трубное пространство насосно-компрессорных труб и при герметичности эксплуатационной колонны только пакер поднимают на поверхность, а при негерметичности эксплуатационной колонны поднимают на поверхность также насосно-компрессорные трубы. При этом манометр для регистрации изменения давления над пакером устанавливают на устье скважины.What is new is that the packer is lowered to a predetermined depth through the tubing space of the tubing and when the production string is tight, only the packer is raised to the surface, and if the production string is leaking, the tubing is also raised to the surface. In this case, a pressure gauge for recording pressure changes above the packer is installed at the wellhead.
Предварительные патентные исследования на новизну заявляемого объекта проводились по патентному фонду института “ТатНИПИнефть” ретроспективностью в 20 лет. Результаты исследований показали, что аналогичные способы, используемые при исследовании скважин на герметичность, охарактеризованные такой совокупностью существенных признаков, как у предлагаемого объекта, отсутствуют. Следовательно, можно предположить, что заявляемое техническое решение обладает новизной и изобретательским уровнем.Preliminary patent research on the novelty of the claimed object was carried out according to the patent fund of the TatNIPIneft Institute with a retrospectiveness of 20 years. The research results showed that similar methods used in the study of wells for tightness, characterized by such a combination of essential features, as the proposed facility, are absent. Therefore, we can assume that the claimed technical solution has novelty and inventive step.
На представленном чертеже схематически показан процесс исследования нагнетательной скважины на герметичность предлагаемым способом, где видны пакер и спущенный с ним манометр, после перекрытия ствола скважины уплотнительным элементом пакера.The presented drawing schematically shows the process of testing the injection well for leaks by the proposed method, where the packer and the manometer deflated with it are visible, after the wellbore is closed by the packer sealing element.
Способ осуществляют следующим образом.The method is as follows.
Для реализации способа могут быть использованы пакеры, имеющиеся в арсенале техники с электрическим приводом и спускаемые на кабель-канате через трубное пространство НКТ, например пакер по патенту РФ [4].To implement the method, packers available in the arsenal of equipment with an electric drive and lowered onto a cable-rope through the tubing tubing space, for example, a packer according to the RF patent [4], can be used.
Ниже описываемый пакер удовлетворяет указанным требованиям.The packer described below satisfies the specified requirements.
Он содержит корпус, винт, ходовую гайку. Внутри корпуса размещен сборный шток с компенсационной полостью с поршнем, пружиной обратного хода и ходовой шпонкой.It contains a housing, a screw, a running nut. Inside the housing there is a prefabricated rod with a compensation cavity with a piston, a return spring and a travel key.
В нижней части корпуса расположен уплотнительный элемент пакера с защитным кожухом, установленный с возможностью перемещения по корпусу. При этом нижняя часть сборного штока входит в уплотнительный элемент пакера и имеет по всей своей длине продольный канал с тремя отверстиями, по которым поступает масло из компенсионной полости в уплотнительный элемент пакера. Компенсационная полость сообщена с трубным пространством скважины и с полостью уплотнительного элемента для работы поршня в гидравлическом равновесии. Пакер также содержит реверсивный электродвигатель с редуктором, кинематически связанным гайкой ходового винта.In the lower part of the housing is located the sealing element of the packer with a protective casing installed with the ability to move around the housing. At the same time, the lower part of the collection rod enters the packer sealing element and has a longitudinal channel with three holes along its entire length through which oil flows from the compensation cavity into the packer sealing element. The compensation cavity is in communication with the pipe space of the well and with the cavity of the sealing element for the piston to operate in hydraulic equilibrium. The packer also contains a reversible electric motor with a gearbox kinematically connected by a lead screw nut.
Способ осуществляют следующим образом.The method is as follows.
Перед спуском вышеописанного пакера 1 к его нижней части прикрепляют манометр 2 и на кабель-канате 3 спускают на заданную глубину через трубное пространство 4 НКТ 5, но выше над продуктивным пластом 6, как это изображено на чертеже.Before the descent of the above-described
Далее по кабель-канату 3 к реверсивному двигателю пакера 1 подают электрический ток, который передает вращение через редуктор (электродвигатель и редуктор на чертеже не показаны) на винт, который перемещает ходовую гайку, происходит освобождение уплотнительного элемента 7 от кожуха и далее через исполнительные механизмы происходит перекрытие ствола скважины, полости эксплуатационной колонны 8 уплотнительным элементом 7 (см. чертеж).Next, through a
Затем с устья скважины нагнетанием жидкости согласно техническим условиям создают давление над пакером порядка 80-100 атм, которое выдерживают в течение 15-20 минут, и осуществляют регистрацию давления устьевым манометром, а также одновременно и под пакером с помощью спущенного вместе с ним манометра 2. По истечении расчетного времени нагнетания жидкости путем реверса электродвигателя пакера его уплотнительный элемент приводят в исходное положение и далее пакер 1 вместе с манометром 2 поднимают на поверхность. Затем зарегистрированные показания манометров сравнивают. При этом, если изменение показателей обоих манометров совпадают, судят о негерметичности уплотнительного элемента пакера. Тогда пакер поднимают на поверхность и направляют его на базу производственного обслуживания для устранения причины его негерметичности.Then, from the wellhead by injection of liquid, according to the technical conditions, a pressure above the packer of about 80-100 atm is created, which is held for 15-20 minutes, and pressure is recorded by the wellhead pressure gauge, and also under the packer using the
При изменении показателя манометра, установленного на поверхности, при постоянстве показания манометра под пакером делают заключение о негерметичности эксплуатационной колонны 8. Тогда колонну НКТ поднимают на поверхность, спускают этот же пакер на кабель-канате в скважину и путем поинтервальной опрессовки уточняют место негерметичности.When the indicator of the pressure gauge installed on the surface changes, with a constant pressure gauge reading under the packer, a conclusion is made about the leakage of
Технико-экономическое преимущество изобретения заключаются в следующем. При использовании способа результаты исследований получаются более точными, достоверными, поскольку, не имея информации о герметичности пакера в скважинных условиях, полученные результаты исследований могут быть не достоверными. Кроме того, при исследовании способа достигается сокращение затрат времени в пределах 15-18 часов, что обеспечивает оперативность исследовательских работ.Technical appraisal and economic advantage of the invention are as follows. When using the method, the research results are more accurate, reliable, because, having no information about the tightness of the packer in downhole conditions, the obtained research results may not be reliable. In addition, the study of the method achieves a reduction in time within 15-18 hours, which ensures the efficiency of research work.
Источники информацииSources of information
1. Книга “Cпутник нефтепромыслового геолога”. Справочник под редакцией И.П. Чоловского, М.: Недра, 1989 г.1. The book “Satellite of an oil field geologist”. Handbook edited by I.P. Cholovsky, Moscow: Nedra, 1989
2. Патент РФ № 2121572, БИ № 31, 1998 г.2. RF patent No. 2121572, BI No. 31, 1998.
3. Патент РФ № 2165001, Е 21 В 17/00, БИ № 10 (прототип).3. RF patent No. 2165001, E 21 17/00, BI No. 10 (prototype).
4. Патент РФ № 2162136, 7 Е 21 В 33/12, БИ № 2, 2001 г.4. RF patent No. 2162136, 7 E 21 B 33/12, BI No. 2, 2001
Claims (2)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2002111062/03A RU2225506C2 (en) | 2002-04-24 | 2002-04-24 | Method for measuring impermeability of force-pumping well operation string |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2002111062/03A RU2225506C2 (en) | 2002-04-24 | 2002-04-24 | Method for measuring impermeability of force-pumping well operation string |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2002111062A RU2002111062A (en) | 2003-11-10 |
RU2225506C2 true RU2225506C2 (en) | 2004-03-10 |
Family
ID=32390354
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2002111062/03A RU2225506C2 (en) | 2002-04-24 | 2002-04-24 | Method for measuring impermeability of force-pumping well operation string |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2225506C2 (en) |
Cited By (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2551038C2 (en) * | 2013-06-10 | 2015-05-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of tightness testing of injection well |
RU2693090C1 (en) * | 2018-07-26 | 2019-07-01 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for determining tubing tightness in injection wells |
RU2705683C2 (en) * | 2017-12-29 | 2019-11-11 | Общество с ограниченной ответственностью "РН-БашНИПИнефть" ("ООО "РН-БашНИПИнефть") | Method for monitoring tightness of injection well (embodiments) |
-
2002
- 2002-04-24 RU RU2002111062/03A patent/RU2225506C2/en not_active IP Right Cessation
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
ЕМЕЛЬЯНОВ В.Д. и др. Руководство по применению испытателей пластов на трубах для определения герметичности эксплуатационных колонн. - Бугульма: ПО "Татнефтегеофизика", 1989. ЧОЛОВСКИЙ И.П. Спутник нефтепромыслового геолога. - М.: Недра, 1989, с.242. * |
Cited By (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2551038C2 (en) * | 2013-06-10 | 2015-05-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of tightness testing of injection well |
RU2705683C2 (en) * | 2017-12-29 | 2019-11-11 | Общество с ограниченной ответственностью "РН-БашНИПИнефть" ("ООО "РН-БашНИПИнефть") | Method for monitoring tightness of injection well (embodiments) |
RU2693090C1 (en) * | 2018-07-26 | 2019-07-01 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for determining tubing tightness in injection wells |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2349751C2 (en) | Method and device for control over quality of fluid pumping-out by means of analysis of rate of fluid inflow from rock | |
US6305470B1 (en) | Method and apparatus for production testing involving first and second permeable formations | |
CN108049847A (en) | A kind of twin packer layering water plug and method | |
CN2884196Y (en) | High-temp. and high-pressure drilling fluid density testing device | |
US11274543B2 (en) | Method for accurately measuring reopening pressure of hydraulic fracturing induced fracture in deep borehole | |
CN102748015B (en) | A kind of strata pressure analogue means and method | |
US4972705A (en) | Liquid level detection | |
CN203756155U (en) | Well cementation failure evaluation device | |
RU2371576C1 (en) | Method of simultaneously-divided survey and development of multipay field (versions) | |
RU2589016C1 (en) | Method of determining air-tightness of downhole equipment with dual extraction of fluids from well with sucker-rod and electric-centrifugal pump | |
RU2503802C1 (en) | Down-hole pump station for simultaneous-separated oil production | |
RU2225506C2 (en) | Method for measuring impermeability of force-pumping well operation string | |
CN202081890U (en) | All-service gas lifting stratum testing tubular column | |
RU2268988C2 (en) | All-purpose packer for tubing testing and surveying | |
CN2139953Y (en) | Forced water testing device for engineering geological prospecting | |
RU2381352C1 (en) | Borehole pumping unit for two reservoirs simultaneouse production | |
RU2341653C1 (en) | Method of development of wells and testing of formations in process of swabbing (versions) | |
RU2693090C1 (en) | Method for determining tubing tightness in injection wells | |
NO333416B1 (en) | Method and system for installing a process sensor on a wellhead | |
CN201156028Y (en) | Air press type water head exciting apparatus for boring vibration type permeability coefficient sampling experiment | |
CN208830996U (en) | A kind of coal-bed gas pressure data collecting instrument | |
RU2300668C2 (en) | Pumping block for well operation (variants) | |
RU2761909C1 (en) | Method for pressure testing of operational casing column of idle well | |
RU2379505C1 (en) | Parker apparatus on cable and oil and gas wells hydrodynamic research and sampling method | |
RU86230U1 (en) | PACKER FOR WELL RESEARCH |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20100425 |