RU2341653C1 - Способ освоения скважин и испытания пластов в процессе свабирования (варианты) - Google Patents
Способ освоения скважин и испытания пластов в процессе свабирования (варианты) Download PDFInfo
- Publication number
- RU2341653C1 RU2341653C1 RU2007108855/03A RU2007108855A RU2341653C1 RU 2341653 C1 RU2341653 C1 RU 2341653C1 RU 2007108855/03 A RU2007108855/03 A RU 2007108855/03A RU 2007108855 A RU2007108855 A RU 2007108855A RU 2341653 C1 RU2341653 C1 RU 2341653C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- formation
- packer
- inflow
- swabbing
- swab
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
Abstract
Группа изобретений относится к нефтепромысловой технологии, в частности к способу многоциклового гидродинамического исследования пласта в различных режимах. Способ включает герметичное перекрытие интервала испытания от остальной части ствола пакером на колонне насосно-компрессорных труб (НКТ), опускание в НКТ на геофизическом кабеле подземного свабировочного оборудования, опускание сваба на заданную глубину и последующее поднятие его с объемом флюида из скважины. Выше пакера в НКТ размещают комплексный скважинный прибор, осуществляющий оперативный контроль притока флюида, поступающего из пласта, и обеспечивающий передачу данных на устье скважины по кабелю, спущенному на колонне НКТ по затрубному пространству. После вызова притока из пласта, снижения уровня жидкости в колонне НКТ и информационного сопровождения технологических параметров свабирования осуществляют изоляцию полости НКТ от пласта электромеханическим пакером и регистрируют изменения давления во времени выше и ниже электромеханического пакера датчиками давления. По кривой притока и восстановления давления пласта во времени определяют характеристики пласта. Обеспечивается оперативность определения параметров, повышается достоверность, исключаются явления послепритока из пласта. 2 н.п. ф-лы, 2 ил.
Description
Изобретение относится к нефтепромысловой технологии, в частности к способу многоциклового гидродинамического исследования пласта в различных режимах, а также к промыслово-геофизическим исследованиям в режиме депрессии.
Известен способ испытания скважин и контроля в процессе свабирования, основанный на спуске автономного геофизического прибора на предварительно установленную в насосно-компрессорную трубу (НКТ) воронку или крестовину, снижении депрессии на пласт и закрытии затрубного и трубного пространства на время восстановления давления в призабойной зоне (RU 2166077, кл. Е21В 43/25, 27.04.2001).
Недостатком способа является то, что для регистрации кривой восстановления давления (КВД) скважину закрывают на устье, а изоляция пакером интервала исследования от остального объема ствола скважины не производится, поэтому картина начального участка КВД, когда давление изменяется очень быстро и влияние послепритока подавляющее, не соответствует фактической закономерности, т.к. упругоемкость всего ствола скважины - большая величина (особенно при заполнении не только жидкостью, но и газом). Кроме того, автономный геофизический прибор не обеспечивает оператору (геологу) оперативно принять решение о продолжении или прекращении работ по вызову притока из пласта или о воздействии на призабойную зону пласта (ПЗП) с целью интенсификации притока.
Известен комплекс для освоения и исследования скважин свабированием с геофизическим информационным сопровождением автономной и дистанционной аппаратурой (Осадчий В.М. НТВ «Каротажник», 2004 г., вып.10-11, с.260-273).
Недостатком комплекса является то, что установка автономной геофизической аппаратуры в НКТ на определенной глубине и подъем ее после свабирования не обеспечивает оператору (геологу) оперативно определять гидродинамические параметры пласта и принимать решение о продолжении или прекращении работ по вызову притока из пласта или о воздействии на ПЗП с целью интенсификации притока.
Кроме того, несоблюдение условия мгновенного закрытия скважины приводит к искажению начального участка КВД, связанного с послепритоком флюида из пласта в большое замкнутое пространство и трудности интерпретации КВД для определения гидродинамических параметров пласта.
Известен способ свабирования скважины с пакером, перекрывающим кольцевое пространство между эксплуатационной колонной и НКТ (Валовский В.М., Валовский К.В. «Нефтяное хозяйство», 2002 г., №3, с.64-66), принятый за прототип.
Недостатком способа является то, что после снижения уровня жидкости в колонне НКТ подземное свабировочное оборудование не снабжено устройством для изоляции полости НКТ от исследуемого пласта для регистрации КВД и не обеспечивает оператору (геологу) оперативно определять гидродинамические параметры пласта.
Технической задачей изобретения является обеспечение оперативного определения гидродинамических параметров пласта и контроля притока флюида из пласта в процессе свабирования с применением дистанционных геофизических аппаратных комплексов и повышение достоверности определения гидродинамических параметров пласта за счет малого объема подпакерного пространства и исключения явления послепритока из пласта.
Поставленная задача достигается тем, что в способе освоения скважин и испытания пластов в процессе свабирования, включающем герметичное перекрытие интервала испытания от остальной части ствола скважины пакером на колонне насосно-компрессорных труб (НКТ), опускание в НКТ на геофизическом кабеле подземного свабировочного оборудования, осуществление свабирования путем опускания сваба на заданную глубину и последующего поднятия его с объемом флюида из скважины, обеспечение информационного сопровождения технологических параметров, дополнительно выше пакера в НКТ размещают комплексный скважинный прибор, осуществляющий оперативный контроль притока флюида, поступающего из пласта в процессе свабирования, и обеспечивающий передачу данных на устье скважины по кабелю, спущенному на колонне НКТ по затрубному пространству, а после вызова притока из пласта, снижения уровня жидкости в колонне НКТ и информационного сопровождения технологических параметров свабирования, осуществляют изоляцию полости НКТ от пласта посредством электромеханического пакера и регистрируют изменение давления во времени выше и ниже электромеханического пакера датчиками давления, по кривой притока и восстановления давления пласта во времени определяют характеристики пласта.
При решении этой задачи значительно сокращаются затраты времени на проведение эффективных гидродинамических исследований, особенно в низкодебитных скважинах.
Новыми признаками изобретения являются:
- оперативный контроль притока флюида, поступающего из пласта, в процессе свабирования комплексным скважинным прибором по кабелю, спущенному на колонне НКТ по затрубному пространству;
- изоляция полости НКТ от пласта с помощью электромеханического пакера;
- регистрация изменения давления во времени датчиками давления, установленными выше и ниже электромеханического пакера.
Из анализа патентной и научно-технической литературы заявителю неизвестны технические решения, содержащие сходные признаки, отличающие заявляемое решение от прототипа.
Таким образом, заявляемое решение соответствует критериям изобретения «Новизна» и «Изобретательский уровень».
Сущность изобретения поясняется чертежом, где на фиг.1 показан комплекс оборудования для свабирования скважин.
Способ осуществляется с помощью набора устройств, состоящих из пакера 1, выше которого во внутренней полости НКТ установлен комплексный скважинный прибор 4, при этом кабель 5 прибора 4 герметично выведен в затрубное пространство через переводник кабельный 6, закреплен на колонне НКТ 7 кожухами защиты 8, герметично выведен через кабельный ввод планшайбы 18 на барабан 9 и подключен к регистратору 10 каротажного подъемника 11, а геофизический кабель 12, размещенный на барабане лебедки 13, также подключен к регистратору 10, а другим концом соединен с датчиком давления 14, электромеханическим пакером 16, датчиком давления 15 и свабом 17.
Способ осуществляется следующим образом.
В скважину на колонне НКТ опускают компоновку, состоящую из пакера 1 (например, пакера-якоря типа ПРО-ЯМО-118), выше которого во внутренней полости НКТ установлен комплексный скважинный прибор 4 (например, прибор типа АГАТ-К9-36). Размещенный на барабане 9 кабель 5 стыкуют с прибором 4 и герметично выводят через переводник кабельный 6 на его внешнюю сторону и закрепляют на муфте НКТ кожухом защиты 8. Далее спуск и монтаж кабеля 5 выполняют кожухами защиты 8 и специальными протекторами (клямсами) на внешней поверхности каждой лифтовой трубы. После достижения необходимой глубины спуска производят установку пакера 1, которая обеспечит герметичное разобщение интервалов ствола обсадной колонны скважины.
Далее производят сборку устьевой арматуры, и свободный конец кабеля 5 герметично выводят через кабельный ввод планшайбы 18, подключают к регистратору 10 каротажного подъемника 11, а геофизический кабель 12, размещенный на барабане лебедки 13, присоединяют к подземному свабировочному оборудованию и осуществляют свабирование путем опускания сваба 17 на заданную глубину и последующего поднятия его с объемом флюида из скважины. При этом подземное свабировочное оборудование, снабженное датчиками, в процессе свабирования обеспечивает информационное сопровождение технологических параметров работы сваба с передачей данных по геофизическому кабелю 12 к регистратору 10, а комплексный скважинный прибор 4 по кабелю 5 к регистратору 10 осуществляет передачу данных оперативного контроля притока флюида, поступающего из пласта.
После вызова притока из пласта и снижения уровня жидкости в колонне НКТ подземное свабировочное оборудование снабжают электромеханическим пакером 16, который устанавливается между датчиками давления 14 и 15. Электромеханический пакер 16 (например, пакер типа МГДИ-54) представляет собой клапан, управляемый по сигналу оператора с каротажного подъемника 11. Опускают электромеханический пакер 16 в колонну НКТ до глубины установки комплексного скважинного прибора 4 и изолируют полость НКТ. По изменению уровня столба жидкости выше электромеханического пакера 16 и изменению давления во времени ниже электромеханического пакера 16 с помощью датчиков 14 и 15 определяют герметичность изоляции полости НКТ. Параметры кривой восстановления давления (КВД) в подпакерном пространстве регистрируют датчиком давления 15, закрепленным в нижней части электромеханического пакера 16, или комплексным скважинным прибором 4, или тем и другим одновременно. Оператор (геолог) по кривой притока и восстановления давления пласта во времени определяет гидродинамические параметры пласта для принятия решения о продолжении или прекращении работ по вызову притока из пласта или об осуществлении мероприятий по воздействию на ПЗП с целью интенсификации притока.
Возможен второй вариант (фиг.2) герметичного перекрытия интервала испытания от остальной части ствола скважины для освоения и испытания пласта. Для этого предварительно до освоения и испытания пластов осуществляют спуск колонны НКТ с пакером-втулкой 1 (например, пакером типа ПГ-140) на заданную глубину, выполняют его установку с опорой на стенку обсадной колонны для обеспечения в дальнейшем герметичного перекрытия интервала испытания от остальной части ствола скважины, а затем извлекают вспомогательный инструмент и колонну НКТ из скважины. На устье скважины для спуска на колонне НКТ собирают компоновку с хвостовиком 3, на внешней стороне которого расположены уплотнительные резиновые манжеты 2, а во внутренней полости установлен комплексный скважинный прибор 4 (например, прибор типа АГАТ-К9-36). Размещенный на барабане 9 кабель 5 стыкуют с прибором 4 и герметично выводят через переводник кабельный 6 на его внешнюю сторону и закрепляют на муфте НКТ кожухом защиты 8. Далее спуск и монтаж кабеля 5 выполняют кожухами защиты 8 и специальными протекторами (клямсами) на внешней поверхности каждой лифтовой трубы. После достижения необходимой глубины спуска выполняют стыковку хвостовика 3 с пакером-втулкой 1, которая обеспечивает герметичное перекрытие интервала испытания от остальной части ствола скважины.
Затем действия по сборке устьевой арматуры и способу освоения скважины и испытанию пласта в процессе свабирования осуществляются с набором устройств, описанных выше.
Предложенное техническое решение расширяет возможности при испытании наклонных и горизонтальных скважин и позволяет с большей достоверностью определять гидродинамические параметры пласта и осуществлять оперативный контроль притока флюида, поступающего из пласта.
Оба варианта были опробованы при исследовании скважин в Башкортостане и в Ханты-Мансийском автономном округе и дали положительные результаты.
Claims (2)
1. Способ освоения скважин и испытания пластов в процессе свабирования, включающий герметичное перекрытие интервала испытания от остальной части ствола скважины пакером на колонне насосно-компрессорных труб (НКТ), опускание в НКТ на геофизическом кабеле подземного свабировочного оборудования, осуществление свабирования путем опускания сваба на заданную глубину и последующего поднятия его с объемом флюида из скважины, обеспечение информационного сопровождения технологических параметров, отличающийся тем, что выше пакера в НКТ размещают комплексный скважинный прибор, осуществляющий оперативный контроль притока флюида, поступающего из пласта в процессе свабирования, и обеспечивающий передачу данных на устье скважины по кабелю, спущенному на колонне НКТ по затрубному пространству, а после вызова притока из пласта, снижения уровня жидкости в колонне НКТ и информационного сопровождения технологических параметров свабирования, осуществляют изоляцию полости НКТ от пласта посредством электромеханического пакера и регистрируют изменения давления во времени выше и ниже электромеханического пакера датчиками давления, по кривой притока и восстановления давления пласта во времени определяют характеристики пласта.
2. Способ освоения скважин и испытания пластов в процессе свабирования, включающий опускание в насосно-компрессорную трубу (НКТ) на геофизическом кабеле подземного свабировочного оборудования, осуществление свабирования путем опускания сваба на заданную глубину и последующего поднятия его с объемом флюида из скважины, обеспечение информационного сопровождения технологических параметров, отличающийся тем, что на колонне НКТ опускают пакер-втулку, обеспечивающий герметичное перекрытие интервала испытания от остальной части ствола скважины, в который при последующей операции спуска колонны НКТ плотно вставляют хвостовик с комплексным скважинным прибором, позволяющим осуществлять оперативный контроль притока флюида, поступающего из пласта в процессе свабирования и обеспечивающим передачу данных на устье скважины по кабелю, спущенному на колонне НКТ по затрубному пространству, а после вызова притока из пласта, снижения уровня жидкости в колонне НКТ и информационного сопровождения технологических параметров свабирования осуществляют изоляцию полости НКТ от пласта посредством электромеханического пакера и регистрируют изменения давления во времени выше и ниже электромеханического пакера датчиками давления, по кривой притока и восстановления давления пласта во времени определяют характеристики пласта.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2007108855/03A RU2341653C1 (ru) | 2007-03-09 | 2007-03-09 | Способ освоения скважин и испытания пластов в процессе свабирования (варианты) |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2007108855/03A RU2341653C1 (ru) | 2007-03-09 | 2007-03-09 | Способ освоения скважин и испытания пластов в процессе свабирования (варианты) |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2007108855A RU2007108855A (ru) | 2008-09-20 |
RU2341653C1 true RU2341653C1 (ru) | 2008-12-20 |
Family
ID=39867529
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2007108855/03A RU2341653C1 (ru) | 2007-03-09 | 2007-03-09 | Способ освоения скважин и испытания пластов в процессе свабирования (варианты) |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2341653C1 (ru) |
Cited By (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2483208C1 (ru) * | 2012-07-23 | 2013-05-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ последовательного освоения многообъектной скважины |
RU2543246C1 (ru) * | 2013-08-20 | 2015-02-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Устройство для освоения пласта скважины |
RU2559247C1 (ru) * | 2014-07-28 | 2015-08-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ экспресс-определения характеристик призабойной зоны малодебитных скважин, применяемый при освоении скважин, и система его реализующая |
RU2603322C1 (ru) * | 2015-09-10 | 2016-11-27 | Общество с ограниченной ответственностью Предприятие "ФХС-ПНГ" | Способ доставки скважинных приборов к забоям бурящихся скважин сложного профиля, проведения геофизических исследований и комплекс для его осуществления |
-
2007
- 2007-03-09 RU RU2007108855/03A patent/RU2341653C1/ru not_active IP Right Cessation
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
ВАЛОВСКИЙ В.М. и др. Нефтяное хозяйство, 2002, №3, с.64-66. * |
Cited By (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2483208C1 (ru) * | 2012-07-23 | 2013-05-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ последовательного освоения многообъектной скважины |
RU2543246C1 (ru) * | 2013-08-20 | 2015-02-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Устройство для освоения пласта скважины |
RU2559247C1 (ru) * | 2014-07-28 | 2015-08-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ экспресс-определения характеристик призабойной зоны малодебитных скважин, применяемый при освоении скважин, и система его реализующая |
RU2603322C1 (ru) * | 2015-09-10 | 2016-11-27 | Общество с ограниченной ответственностью Предприятие "ФХС-ПНГ" | Способ доставки скважинных приборов к забоям бурящихся скважин сложного профиля, проведения геофизических исследований и комплекс для его осуществления |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
RU2007108855A (ru) | 2008-09-20 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US11680454B2 (en) | Method of plugging and pressure testing a well | |
US6543540B2 (en) | Method and apparatus for downhole production zone | |
CA2287285C (en) | A method and an apparatus for production testing involving first and second permeable formations | |
RU2362005C2 (ru) | Способ консервации, заканчивания и ремонта скважины | |
WO2000043812A1 (en) | Focused formation fluid sampling probe | |
NO982017L (no) | Fremgangsmåte til plugging av brönner til bruk i forbindelse med utvinning av et fluid | |
RU2341653C1 (ru) | Способ освоения скважин и испытания пластов в процессе свабирования (варианты) | |
US20160273347A1 (en) | Method for conducting well testing operations with nitrogen lifting, production logging, and buildup testing on single coiled tubing run | |
RU2371576C1 (ru) | Способ одновременно-раздельного исследования и разработки многопластовых месторождений (варианты) | |
RU2509873C1 (ru) | Способ герметизации эксплуатационной колонны | |
US10900347B2 (en) | BOP elastomer health monitoring | |
RU2636842C1 (ru) | Способ и компоновка для регулируемой закачки жидкости по пластам | |
RU2589016C1 (ru) | Способ определения герметичности скважинного оборудования при одновременно-раздельной добыче жидкостей из скважины штанговым и электроцентробежным насосом | |
RU2498045C1 (ru) | Способ ремонта скважины | |
RU2598256C1 (ru) | Способ гидродинамического исследования пласта добывающей скважины (варианты) | |
US8561695B2 (en) | Apparatus and method for testing solids production in a wellbore | |
RU2527960C1 (ru) | Способ исследования скважины | |
WO1997008424A1 (en) | Downhole tool system | |
RU2705117C1 (ru) | Способ определения негерметичности изолирующего скважинного элемента | |
RU2636843C1 (ru) | Способ отбора глубинных проб пластовой нефти при испытании скважин и муфта направления потока пластового флюида для его реализации | |
RU2695910C1 (ru) | Способ эксплуатации нагнетательной скважины при одновременно-раздельной закачке жидкости | |
RU2761909C1 (ru) | Способ опрессовки эксплуатационной обсадной колонны простаивающей скважины | |
RU2475641C1 (ru) | Способ исследования герметичности или негерметичности пакерной системы и цементного моста скважины | |
RU2225506C2 (ru) | Способ исследования на герметичность эксплуатационной колонны нагнетательной скважины | |
RU2262580C1 (ru) | Способ испытания эксплуатационной колонны на герметичность |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20190310 |