RU2643871C1 - Method of monitoring safety of functioning of well for underground gas storage - Google Patents

Method of monitoring safety of functioning of well for underground gas storage Download PDF

Info

Publication number
RU2643871C1
RU2643871C1 RU2017113144A RU2017113144A RU2643871C1 RU 2643871 C1 RU2643871 C1 RU 2643871C1 RU 2017113144 A RU2017113144 A RU 2017113144A RU 2017113144 A RU2017113144 A RU 2017113144A RU 2643871 C1 RU2643871 C1 RU 2643871C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
well
gas
gas storage
underground
depressurisation
Prior art date
Application number
RU2017113144A
Other languages
Russian (ru)
Inventor
Алена Валериевна Садова
Инна Владимировна Власова
Ольга Владимировна Коновалова
Original Assignee
Общество С Ограниченной Ответственностью "Энергодиагностика"
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Общество С Ограниченной Ответственностью "Энергодиагностика" filed Critical Общество С Ограниченной Ответственностью "Энергодиагностика"
Priority to RU2017113144A priority Critical patent/RU2643871C1/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2643871C1 publication Critical patent/RU2643871C1/en

Links

Images

Classifications

    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B65—CONVEYING; PACKING; STORING; HANDLING THIN OR FILAMENTARY MATERIAL
    • B65G—TRANSPORT OR STORAGE DEVICES, e.g. CONVEYORS FOR LOADING OR TIPPING, SHOP CONVEYOR SYSTEMS OR PNEUMATIC TUBE CONVEYORS
    • B65G5/00—Storing fluids in natural or artificial cavities or chambers in the earth
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B47/00—Survey of boreholes or wells
    • E21B47/06—Measuring temperature or pressure

Abstract

FIELD: oil and gas industry.
SUBSTANCE: invention relates to monitoring and ensuring safety of technological processes of underground gas storage, can be used in nuclear, gas, oil, and chemical industries. Method comprises injection or collection of commercial gas through a well and its storage, simultaneous monitoring of process parameters, acoustic effects, and then diagnostic prediction of the formation of cracks and fractures in the well design, the degree of danger of possible gas leakage during depressurisation in the zones of structural elements and technological units by explicit deformation of the curves of change in the recorded parameters when a paired group of shut-off valves passes through the zone of depressurisation of the intra-housing structures of the underground gas storage well. Based on the prediction results, the risks and possible risks are assessed, as well as the permissibility of continuing the technological process of underground gas storage during the functioning of the well with the diagnosed zone of its depressurisation.
EFFECT: higher accuracy of locating the point of depressurisation of a well.
1 cl, 3 dwg

Description

Изобретение относится к области мониторинга и обеспечения безопасности технологических процессов подземного хранения природного газа, может быть использовано в атомной, газовой, нефтяной, химической промышленности.The invention relates to the field of monitoring and ensuring the safety of technological processes of underground storage of natural gas, can be used in the nuclear, gas, oil, chemical industries.

Известен способ контроля герметичности нагнетательной скважины, изложенный в патентном документе RU 2551038. Этот способ включает: определение фактического перепада давления на пакере скважины ΔPn_ф=Py1-Ртр1-Ру2+Ртр2-Рпогр1-Рпогр2, где Ру1 и Ру2 - замеренное устьевое давление закачки в верхний и нижний пласты соответственно, Ртр1 и Ртр2 - потери давления на трение при движении воды по короткой и длинной колоннам соответственно, Рпогр1 и Рпогр2 - значения абсолютной погрешности измерений техническим манометром по короткой и длинной колоннам скважины соответственно, атм. При этом за критерий оценки герметичности скважины принимают заранее заданную критическую величину перепада давления ΔPn_кр. О герметичности системы судят, сравнивая фактический перепад давления на пакере ΔPn_ф заранее заданную критическую величину перепада давления, при |ΔPn_ф|>|ΔРп_кр| считают, что система герметична. Способ контроля герметичности нагнетательной скважины включает этапы, на которых: регистрируют изменение давления в скважинном пространстве, перекрытом пакером, путем замера давления на устье на входе в колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) в верхнем и нижнем пластах соответственно. Проводят анализ полученных данных и определяют герметичность. При этом предварительно замеряют текущий расход воды по водоводу Qт. О герметичности судят при выполнении следующего условия:

Figure 00000001
, где ΔРу_т и Qт - соответственно замеренные текущий устьевой перепад давления и текущий расход воды по водоводу; ΔРу_n и Qn - соответственно фактический перепад давления и общий расход воды по водоводу, если условие выполняется, считается, что скважина герметична. Основным недостатком данного способа является его высокая трудоемкость, низкая степень достоверности из-за сложности измерений и высокой степени их погрешности, а также отсутствия возможности быстрого обнаружения зоны разрушения и разгерметизации скважины при мониторинге ее безопасного функционирования.A known method for monitoring the tightness of an injection well, described in patent document RU 2551038. This method includes: determining the actual pressure drop across the well packer ΔP n_f = P y1 -P tr1 -P y2 + P tr2 -P pog1- P pog2 , where P y1 and Р у2 - measured wellhead injection pressure into the upper and lower reservoirs, respectively, Р Tr1 and Р Tr2 - frictional pressure losses when water moves along short and long columns, respectively; Р bur1 and Р bur2 - absolute measurement error values with a technical short and long gauge columns wells, respectively, atm. At the same time, a predetermined critical value of the pressure drop ΔP n_cr is taken as a criterion for assessing the tightness of the well. The tightness of the system is judged by comparing the actual pressure drop across the packer ΔP n_f with a predetermined critical value of the pressure drop, with | ΔP n_f |> | ΔP p_cr | consider that the system is tight. A method for monitoring the tightness of an injection well includes the steps of: recording a change in pressure in the well space covered by the packer by measuring pressure at the wellhead at the inlet of the tubing string in the upper and lower layers, respectively. An analysis of the obtained data is carried out and the tightness is determined. At the same time, the current water flow rate through the water conduit Q t is pre-measured. About tightness is judged when the following conditions are met:
Figure 00000001
where ΔР у_т and Q t are respectively the measured current wellhead pressure drop and current water flow through the water conduit; ΔР у_n and Q n - respectively, the actual pressure drop and the total water flow through the water conduit, if the condition is met, it is considered that the well is tight. The main disadvantage of this method is its high complexity, low reliability due to the complexity of the measurements and a high degree of error, as well as the lack of the ability to quickly detect the destruction zone and depressurization of the well when monitoring its safe operation.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату к заявляемому техническому решению является способ безопасной эксплуатации скважин с применением клапанов-отсекателей, известный из патентного документа RU 118681. В известном способе используется конструкция клапана-отсекателя, запорный элемент которого является одновременно якорем его приводного электромагнита, и по электрическому сигналу с устья скважины этот клапан перекрывает гидравлический канал трубного хвостовика насоса, по которому поступает жидкость из одного разобщенного пакером пласта в насос и далее в наземную установку замера дебита жидкости. При этом в указанном известном клапане-отсекателе запорный элемент с якорем электромагнита имеют равные площади торцевых поверхностей, на которые действует давление жидкости, которое можно наблюдать и контролировать. Однако эти клапаны-отсекатели работают от механического воздействия или через электрический сигнал, что требует дополнительного размещения в стволе скважины кабелей, капиллярных трубок и иных сложных механических приспособлений, а сам способ не обеспечивает возможности обнаружения места разгерметизации скважины.The closest in technical essence and the achieved result to the claimed technical solution is a method for the safe operation of wells using shutoff valves, known from patent document RU 118681. The known method uses the design of a shutoff valve, the locking element of which is at the same time an anchor of its drive electromagnet, and by an electrical signal from the wellhead, this valve closes the hydraulic channel of the pump shank, through which fluid from one of the segregated reservoir packer into the pump and then to the ground installation for measuring fluid flow rate. At the same time, in the specified known shutoff valve, the locking element with an electromagnet armature has equal end surface areas, which are affected by fluid pressure, which can be observed and controlled. However, these shut-off valves operate from mechanical stress or through an electrical signal, which requires additional placement of cables, capillary tubes and other complex mechanical devices in the wellbore, and the method itself does not provide the possibility of detecting the location of depressurization of the well.

Техническая проблема, решаемая при реализации изобретения, заключается в повышении эффективности контроля состояния скважиныThe technical problem solved by the implementation of the invention is to increase the efficiency of monitoring the condition of the well

Технический результат, достигаемый предлагаемым изобретением, заключается в повышении точности обнаружения места разгерметизации скважины посредством обеспечения прямого контроля с устья скважины за созданием требуемого давления на клапан-отсекатель скважины, т.е. за срабатыванием клапана-отсекателя без запуска насоса, при одновременном обеспечении универсальности внутрискважинного оборудования, за счет появления возможности создания при эксплуатации скважины подземного хранилища газа большего рабочего забойного давления (меньшего притока газа и жидкости) как для верхней залежи относительно нижней, так и для нижней залежи относительно верхней.The technical result achieved by the present invention is to increase the accuracy of detecting the depressurization of the well by providing direct control from the wellhead to create the required pressure on the well shut-off valve, i.e. due to the actuation of the shut-off valve without starting the pump, while ensuring the versatility of downhole equipment, due to the possibility of creating during operation of an underground gas storage well a greater working bottom-hole pressure (less inflow of gas and liquid) both for the upper reservoir relative to the lower and lower reservoir relative to the top.

Указанный технический результат достигается тем, что при мониторинге безопасности функционирования скважины природного подземного хранилища газа, содержащего скважину с расположенными в ней спаренными клапанами-отсекателями, согласно изобретению перемещают спаренные клапаны-отсекатели вдоль диагностируемого участка скважины в условно прямом и обратном направлениях, откачивают газ из внутренней полости между клапанами-отсекателями и регистрируют при этом динамику изменения давления в объеме газа между клапанами-отсекателями, а также характеристику акустического шума, сравнивают регистрируемые параметры, полученные на разных участках скважины по ее высоте, и по разнице в параметрах, полученных на разных участках скважины, делают вывод о степени безопасности эксплуатации скважины подземного хранилища газа.The specified technical result is achieved by the fact that when monitoring the safety of a well in a natural underground gas storage containing a well with paired shut-off valves located in it, according to the invention, paired shut-off valves are moved along the diagnosed section of the well in conventionally forward and reverse directions, and gas is pumped out of the internal cavity between the shutoff valves and register the dynamics of pressure in the gas volume between the shutoff valves, and t kzhe characteristic acoustic noise compared to the recorded parameters obtained at different sections of the well for its height, and the difference in the parameters obtained in different parts of the well, they conclude about the degree of safety of operation of underground gas storage wells.

То есть решение указанной технической проблемы с достижением заявленного технического результата достигается за счет измерительной диагностики скорости изменения давления газа при его откачке из внутренней полости перемещаемого в стволе скважины спаренного клапана-отсекателя, и одновременной регистрации энергии акустического шума, затем определения анизотропии регистрируемых параметров по высоте скважины на заданной базе, по которым вычисляется объем утечки газа при разгерметизации, а по разнице между результатами вычислений и проектными нормами оценивается степень риска продолжения функционирования скважины в промышленном рабочем режиме. При этом повторяющиеся акустические, газодинамические или гидравлические измерения осуществляются по высоте скважины с размерным шагом, равным не более одного диаметра обсадной трубы скважины, в процессе мониторинга как минимум один раз.That is, the solution of the indicated technical problem with the achievement of the claimed technical result is achieved by measuring diagnostics of the rate of change of the gas pressure when it is evacuated from the internal cavity of the paired shut-off valve-shutter, and simultaneously recording the acoustic noise energy, then determining the anisotropy of the recorded parameters by the height of the well on a given basis by which the volume of gas leakage during depressurization is calculated, and by the difference between the calculation results and oektnymi standards assessed the degree of risk to continue functioning well in an industrial operation. In this case, repeated acoustic, gas-dynamic or hydraulic measurements are carried out along the well height with a dimensional step equal to not more than one diameter of the well casing during the monitoring process at least once.

Принципиальным физико-техническим положением, на котором основан предлагаемый способ мониторинга безопасности функционирования скважины природного подземного хранилища газа является диагностическая оценка опасности и риска дальнейшего промышленного использования скважины на базе регистрируемой анизотропии параметров изменения давления и акустического шума по высоте скважины подземного хранения газа. Вместе с этим имеется экспериментальное доказательство влияния априори известного наличия структурной анизотропии регистрируемых параметров по высоте исследуемого объекта на величину возможной аварийной утечки газа в окружающую среду, в разные моменты времени прохождения спаренной группой клапанов-отсекателей дефектного и бездефектного участка скважины по высоте.The principal physical and technical situation on which the proposed method for monitoring the operational safety of a natural underground gas storage well is based is a diagnostic assessment of the danger and risk of further industrial use of the well based on the recorded anisotropy of pressure and acoustic noise parameters along the height of the underground gas storage well. Along with this, there is experimental evidence of the a priori known influence of the structural anisotropy of the recorded parameters on the height of the studied object on the value of a possible emergency gas leak into the environment at different times during the passage of a defective and defect-free section of the well by a paired group of shutoff valves.

Изобретение поясняется при помощи чертежей.The invention is illustrated using the drawings.

На фиг. 1 представлена схема перемещения клапанов-отсекателей по высоте скважины подземного хранения газа.In FIG. 1 shows a diagram of the movement of shutoff valves along the height of the underground gas storage well.

На фиг. 2 показана картина анизотропии регистрируемых параметров (акустический шум) при диагностическом мониторинге скважины при прохождении спаренной группой клапанов-отсекателей дефектного (со сквозной трещиной, разрушением, разгерметизацией) и герметичного участков скважины.In FIG. Figure 2 shows a picture of the anisotropy of the recorded parameters (acoustic noise) during diagnostic monitoring of the well during passage of a defective pair of cutoff valves (with a through crack, destruction, depressurization) and a sealed section of the well.

На фиг. 3 показаны кривая изменения динамического давления и кривая интенсивности и амплитуды акустических сигналов.In FIG. Figure 3 shows the curve of the dynamic pressure and the curve of the intensity and amplitude of the acoustic signals.

В качестве базового объекта диагностических исследований, удовлетворяющего требованию однозначного определения влияния регистрируемых диагностических параметров и свойств функциональной безопасности промышленного использования скважины подземного хранения газа на характеристики риска рационального природопользования и промышленной опасности подземного хранения газа, была выбрана имитационная модель натурной газовой скважины подземного природного хранилища газа и модель скважины для закачки в нижние пластовые горизонты жидких радиоактивных отходов.As a basic object of diagnostic studies that satisfies the requirement of an unambiguous determination of the effect of recorded diagnostic parameters and functional safety properties of industrial use of an underground gas storage well on the risk characteristics of environmental management and industrial hazard of underground gas storage, a simulation model of a full-scale gas well of an underground natural gas storage and a model were chosen wells for injection into the lower reservoir horizons x radioactive waste.

Данный объект диагностического исследования соответствует конструкциям как рабочих, так и контрольных скважин ныне действующих промышленных газовых подземных хранилищ (Власов С.В., Тутнов И.А. и др. Совершенствование методов, информационных и технических средств интеллектуальной диагностики и мониторинга промышленной безопасности эксплуатации объектов подземного хранения газа // Газовая промышленность, 2012, №12).This object of diagnostic research corresponds to the designs of both working and control wells of existing industrial gas underground storages (Vlasov S.V., Tutnov I.A. et al. Improving methods, information and technical means of intellectual diagnostics and monitoring the industrial safety of operating underground facilities gas storage // Gas industry, 2012, No. 12).

Заявленный способ реализуется в объекте, содержащем скважину 1, сообщенную с подземной полостью хранилища. В скважине 1 расположены спаренные клапаны-отсекатели 2, образующие между собой полость 3, с возможностью перемещения вдоль скважины 1. Измерение диагностических параметров осуществляется измерителем давления 4 и акустическим измерителем 5.The claimed method is implemented in an object containing a well 1 in communication with the underground cavity of the storage. In the well 1, paired shut-off valves 2 are located, forming a cavity 3 between them, with the possibility of moving along the well 1. Diagnostic parameters are measured by a pressure meter 4 and an acoustic meter 5.

Способ осуществляется следующим образом. Спаренные клапаны-отсекатели 2 перемещают вдоль диагностируемого участка скважины 1 в условно прямом и обратном направлениях. При этом откачивают газ из внутренней полости 3 между клапанами-отсекателями 2 и регистрируют при этом динамику изменения давления в полости 3 между клапанами-отсекателями 2. Регистрируют при этом также характеристику акустического шума. Регистрируемые параметры, полученные с использованием измерителей 4 и 5, на разных участках скважины 1 по ее высоте сравнивают и по выявленной разнице в параметрах, полученных на разных участках скважины 1, делают вывод о степени безопасности эксплуатации скважины 1 подземного газового хранилища.The method is as follows. Paired shut-off valves 2 are moved along the diagnosed section of the well 1 in the conditionally forward and reverse directions. In this case, gas is pumped out of the internal cavity 3 between the shutoff valves 2 and the dynamics of pressure change in the cavity 3 between the shutoff valves 2 is recorded. The acoustic noise characteristic is also recorded. The recorded parameters obtained using meters 4 and 5 in different sections of well 1 are compared in height by its height and the revealed difference in the parameters obtained in different sections of well 1 is used to conclude the operational safety of well 1 of the underground gas storage.

При прохождении спаренной группы клапанов-отсекателей 2 по высоте скважины 1 в двух взаимопротивоположных направлениях фактор влияния векторной анизотропии свойств регистрируемых параметров газодинамических и акустических характеристик участка скважины 1, который был раннее подвергнут направленному деформированию, разгерметизации и даже разрушению, то этот участок в случае его наличия будет четко определяться (фиг. 3 точка В) по соответственной разнице в результатах измерения падения кривой динамического давления (А) или и по факту разницы интенсивности и амплитуды акустических сигналов (Б). Важно заметить, что в экспериментах разность в показателях анизотропии динамики кривой давления в объеме газа между двумя клапанами-отсекателями 2 или акустического шума отчетливо появилась при большом значении рабочего давления внутри рабочей скважины 1 промышленного подземного хранилища газа. То есть, в качестве контрольно-диагностического признака разгерметизации скважины в месте диагностируемого участка является ярко выраженный перелом кривой фиксации динамики изменения давления между двумя ближайшими участками, диагностируемые при перемещении клапанов-отсекателей 2. При малой нагруженности внутрискважинных конструкций давлением газа или жидкости подземного хранилища измерители 4 и 5 как бы не чувствуют (не регистрируют) анизотропию названных выше технологических параметров процесса хранения газа при разгерметизации скважины 1.When passing a paired group of shutoff valves 2 along the height of the well 1 in two opposite directions, the factor of influence of the vector anisotropy of the properties of the recorded parameters of the gas-dynamic and acoustic characteristics of the section of the well 1, which was previously subjected to directional deformation, depressurization and even destruction, this section, if any will be clearly determined (Fig. 3 point B) according to the corresponding difference in the results of measuring the drop in the dynamic pressure curve (A) or according to the fact the intensity and amplitude of acoustic signals (B). It is important to note that in the experiments, the difference in the anisotropy of the dynamics of the pressure curve in the gas volume between the two shutoff valves 2 or acoustic noise clearly appeared with a large value of the working pressure inside the working well 1 of the industrial underground gas storage. That is, as a control and diagnostic sign of well depressurization at the site of the diagnosed section, there is a pronounced fracture of the fixation curve of the dynamics of pressure change between the two nearest sections, diagnosed when the shut-off valves are moved 2. When the downhole structures are lightly loaded with gas or underground storage pressure, meters 4 and 5, as it were, they do not feel (do not register) the anisotropy of the above technological parameters of the gas storage process during depressurization wells 1.

В нашем случае под термином «анизотропия технологических параметров процесса хранения газа», например, на этапе разгерметизации колонны скважины 1, будем понимать разность между интенсивностью звукового давления при перемещении спаренной группы клапанов-отсекателей 2 в условно прямом и обратном направлениях к диагностируемому участку объекта мониторинга безопасности скважины 1 подземного хранилища газа. Таким образом, измеряя технологические параметры движения спаренной группы клапанов-отсекателей 2 и расчетным путем диагностируя их разницу, можно оценить фактическую безопасность эксплуатации скважины 1 подземного газового хранилища и т.д. Тем самым возможна разработка нового технически простого и универсально-функционального инструмента мониторинга безопасности весьма сложных технологических процессов подземного хранения газа и обеспечение безопасного функционирования внутрискважинных конструкций и устройств в разных категориях подземных хранилищ газа. Кроме того, учитывая фактор долгого времени негативных технологических эксплуатационных воздействий на безопасность функционирования технологических процессов подземного хранения газа, можно определить эффект прогнозирования изменения служебных свойств тестируемого технологического объекта хранилища или его отдельно взятого участка, в частности, для определения запаса его ресурса, поврежденности материала его конструктивных элементов.In our case, the term “anisotropy of the technological parameters of the gas storage process”, for example, at the stage of depressurization of the well string 1, we mean the difference between the sound pressure intensity when moving the paired group of shutoff valves 2 in the conditionally forward and reverse directions to the diagnosed section of the safety monitoring object wells 1 underground gas storage. Thus, by measuring the technological parameters of the movement of the paired group of shutoff valves 2 and calculating their difference by calculation, we can evaluate the actual operational safety of the well 1 of the underground gas storage, etc. Thus, it is possible to develop a new technically simple and universal functional safety monitoring tool for very complex technological processes of underground gas storage and ensure the safe functioning of downhole structures and devices in different categories of underground gas storages. In addition, taking into account the long-term factor of negative technological operational impacts on the safety of the functioning of technological processes of underground gas storage, it is possible to determine the effect of forecasting changes in the service properties of the tested technological storage facility or its individual section, in particular, to determine the reserve of its resource, damage to its structural material elements.

При использовании заявленного способа решаются следующие задачи:When using the claimed method, the following tasks are solved:

1. Повышается оперативность при мониторинге и оценке эксплуатационно-технологической безопасности эксплуатации скважины подземного хранилища газа с целью своевременного обнаружения факта ее разгерметизации.1. Increased efficiency in monitoring and evaluating the operational and technological safety of the operation of the underground gas storage well in order to timely detect the fact of its depressurization.

2. Обеспечивается возможность быстрой оценки степени опасности разгерметизации скважины и определение места ее разгерметизации в технологическом процессе закачки или отбора газа, а также в период временного нахождения газа в подземном хранилище.2. It is possible to quickly assess the degree of danger of depressurization of a well and determine the location of its depressurization in the process of pumping or withdrawing gas, as well as during the temporary stay of gas in an underground storage.

3. Обеспечивается возможность автоматизированного мониторинга безопасности эксплуатации внутрискважинных конструкций и сооружений с помощью простых в изготовлении, автономных и малогабаритных технических информационно-измерительных аппаратно-программных комплексов, приборов и устройств на всех этапах жизненного цикла скважины подземного хранилища газа.3. The possibility is provided for automated monitoring of the operational safety of downhole structures and structures using easy-to-manufacture, self-contained and small-sized technical information-measuring hardware-software complexes, instruments and devices at all stages of the life cycle of an underground gas storage well.

Таким образом, способ основан на принципах своевременного выявления факта разгерметизации газовой скважины и превентивного предупреждения утечки газа в окружающую среду и превышения его концентрации сверх действующих допустимых показателей санитарных и иных запретительных норм. При этом описанный способ обеспечивает промышленную, радиационную и экологическую безопасность технологических процессов подземного хранения газа, снижение поступления токсичных, радиоактивных и иных опасных газов в окружающую среду, атмосферу, а также уменьшение количественных и качественных показателей всех видов социальных, технических, экономических и иных рисков от промышленного использования подземных хранилищ газа и техногенных процессов рационального природопользования.Thus, the method is based on the principles of timely detection of the fact of depressurization of a gas well and the preventive prevention of gas leakage into the environment and exceeding its concentration in excess of the valid allowable indicators of sanitary and other prohibitive norms. Moreover, the described method provides industrial, radiation and environmental safety of technological processes of underground gas storage, reducing the flow of toxic, radioactive and other hazardous gases into the environment, atmosphere, as well as reducing the quantitative and qualitative indicators of all types of social, technical, economic and other risks from industrial use of underground gas storages and technogenic processes of rational nature management.

Claims (1)

Способ мониторинга безопасности функционирования скважины природного подземного хранилища газа, содержащего скважину с расположенными в ней спаренными клапанами-отсекателями, заключающийся в том, что перемещают спаренные клапаны-отсекатели вдоль диагностируемого участка скважины в условно прямом и обратном направлениях, откачивают газ из внутренней полости между клапанами-отсекателями и регистрируют при этом динамику изменения давления в объеме газа между клапанами-отсекателями, а также характеристику акустического шума, сравнивают регистрируемые параметры, полученные на разных участках скважины по ее высоте, и по разнице в параметрах, полученных на разных участках скважины, делают вывод о степени безопасности эксплуатации скважины природного подземного хранилища газа.A method for monitoring the operational safety of a well in a natural underground gas storage containing a well with paired shut-off valves located in it, consisting in moving paired shut-off valves along the diagnosed section of the well in the conventionally forward and reverse directions, pumping gas from the internal cavity between the valves - cutters and record the dynamics of pressure in the gas volume between the shutoff valves, as well as the characteristic of acoustic noise, comparing The recorded parameters obtained at different sections of the well according to its height and the difference in the parameters obtained at different sections of the well make conclusions about the degree of safe operation of the well in a natural underground gas storage.
RU2017113144A 2017-04-17 2017-04-17 Method of monitoring safety of functioning of well for underground gas storage RU2643871C1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2017113144A RU2643871C1 (en) 2017-04-17 2017-04-17 Method of monitoring safety of functioning of well for underground gas storage

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2017113144A RU2643871C1 (en) 2017-04-17 2017-04-17 Method of monitoring safety of functioning of well for underground gas storage

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2643871C1 true RU2643871C1 (en) 2018-02-06

Family

ID=61173475

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2017113144A RU2643871C1 (en) 2017-04-17 2017-04-17 Method of monitoring safety of functioning of well for underground gas storage

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2643871C1 (en)

Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
SU1411224A1 (en) * 1986-01-15 1988-07-23 Всесоюзный научно-исследовательский и проектно-конструкторский институт по разработке газопромыслового оборудования Method of investigating the wells of underground gas storages
US5231868A (en) * 1990-11-09 1993-08-03 Atomic Energy Of Canada Limited/Energie Atomique Du Canada Limitee Continuous containment monitoring with containment pressure fluctuation
UA86064C2 (en) * 2006-12-07 2009-03-25 Дочерняя Компания "Укртрансгаз" Method for control of operation of underground gasholder
RU118681U1 (en) * 2012-02-17 2012-07-27 Владимир Александрович Афанасьев EQUIPMENT FOR SIMULTANEOUSLY SEPARATE OPERATION OF TWO LAYERS THROUGH ONE WELL

Patent Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
SU1411224A1 (en) * 1986-01-15 1988-07-23 Всесоюзный научно-исследовательский и проектно-конструкторский институт по разработке газопромыслового оборудования Method of investigating the wells of underground gas storages
US5231868A (en) * 1990-11-09 1993-08-03 Atomic Energy Of Canada Limited/Energie Atomique Du Canada Limitee Continuous containment monitoring with containment pressure fluctuation
UA86064C2 (en) * 2006-12-07 2009-03-25 Дочерняя Компания "Укртрансгаз" Method for control of operation of underground gasholder
RU118681U1 (en) * 2012-02-17 2012-07-27 Владимир Александрович Афанасьев EQUIPMENT FOR SIMULTANEOUSLY SEPARATE OPERATION OF TWO LAYERS THROUGH ONE WELL

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US11733121B2 (en) Sealing integrity evaluation device for high-temperature and high- pressure casing-cement ring-formation and method thereof
US10571384B2 (en) Methods and systems for determining gas permeability of a subsurface formation
CN108801799B (en) Rock fracturing physical simulation system and test method
Stormont et al. Gas flow through cement-casing microannuli under varying stress conditions
US10416064B2 (en) Methods and systems for determining gas permeability of a subsurface formation
US8082105B2 (en) Method and apparatus for measuring in-situ stress of rock using thermal crack
CN104141490B (en) There are the judgement of Gas Reservoirs individual well water enchroachment (invasion) situation and gas well production yield control method and device
RU2008118152A (en) METHODS AND SYSTEMS FOR DETERMINING COLLECTOR PROPERTIES OF UNDERGROUND LAYERS WITH ALREADY EXISTING CRACKS
US11702927B2 (en) Method and apparatus for automated pressure integrity testing (APIT)
RU2384698C1 (en) Method of well investigation
CN110006760A (en) A kind of method that Accurate Determining deep hole water pressure blasting fracturing induces rupture reopening pressure
Hu et al. Comprehensive investigation of leakage problems for concrete gravity dams with penetrating cracks based on detection and monitoring data: a case study
Huerta et al. The influence of confining stress and chemical alteration on conductive pathways within wellbore cement
Ibrahim et al. Integration of pressure-transient and fracture area for detecting unconventional wells interference
Boonstra et al. Well hydraulics and aquifer tests
He et al. Calculation of rock compressibility by using the characteristics of downstream pressure change in permeability experiment
RU2643871C1 (en) Method of monitoring safety of functioning of well for underground gas storage
Reinicke et al. Measurement strategies to evaluate the integrity of deep wells for CO2 applications
RU2654915C2 (en) Method and device for corrosive-hazardous intervals determining, operating column metal corrosion rate in a working well
US10330561B2 (en) Method for testing for fluid leaks
US11795815B2 (en) Non-intrusive wellhead seal monitoring
Marbun et al. Lesson learned from the assessment of planned converted CO2 injection well integrity in Indonesia–CCUS project
CN109655391B (en) Rock-soil body material gas breakthrough/permeability characteristic double-module control test system
On et al. Risk Analysis for Wells in an Active CO2-Enhanced Oil Recovery Field in Farnsworth Unit, Anadarko Basin, Texas
RU2645441C1 (en) Corrosion hydrogen probe