Способ определения заколонной циркуляции

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при определении интервалов скважины с заколонным движением жидкости. Технический результат направлен на повышение достоверности получаемых результатов при определении интервалов заколонного движения жидкости скважин, эксплуатируемых на залежах вязкой и сверхвязкой нефти. Способ выполняют в два этапа. На первом этапе в нижнюю горизонтальную добывающую скважину спускают колонну насосно-компрессорных труб на начало щелевого фильтра. В верхнюю горизонтальную нагнетательную скважину спускают и производят посадку теплоизолированного пакера выше щелевого фильтра. В верхней горизонтальной нагнетательной скважине проводят исследование температуры в интервале от устья скважины до пакера. Закачивают пар в нижнюю горизонтальную добывающую скважину и одновременно в верхней горизонтальной нагнетательной скважине периодически проводят исследования температуры. По завершению закачки пара в нижнюю скважину, производят заключительное исследование температуры в верхней скважине. На втором этапе в верхнюю горизонтальную нагнетательную скважину закачивают пресную воду и спускают колонну теплоизолированных насосно-компрессорных труб с термостойким пакером и хвостовиком. Производят установку пакера перед щелевым фильтром, по межтрубному пространству в интервале от устья скважины до пакера проводят контрольное исследование температуры. Закачивают пар в верхнюю горизонтальную нагнетательную скважину по колонне теплоизолированных насосно-компрессорных труб, через пакер и хвостовик на начало щелевого фильтра. При этом периодически после начала закачки проводят исследования температуры по межтрубному пространству в интервале от устья скважины до пакера. По завершению закачки пара проводят заключительное исследование температуры в верхней горизонтальной нагнетательной скважине. При необходимости исследования нижней горизонтальной добывающей скважины порядок работ на скважинах меняют местами.

 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при определении интервалов скважины с заколонным движением жидкости.

Известен способ определения затрубного движения жидкости Способ основан на проведении серии термограмм непосредственно после пуска скважины в эксплуатацию, причем о наличии затрубного движения жидкости судят по увеличенному темпу установления теплового поля (Авторское свидетельство СССР №665082, кл. Е21В 47/06, опубл. 30.05.1979).

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ активной термометрии действующих скважин, в котором проводят серии временных замеров температуры с последующим сопоставлением полученных термограмм в процессе работы скважины. Регистрируют термограммы до и после кратковременного локального нагрева обсадной колонны в предполагаемом интервале движения флюида. О характере движения флюида судят по темпу возрастания температуры. По второму варианту изобретения регистрацию изменения температуры проводят в течение времени на определенной глубине исследуемого интервала после кратковременного локального нагрева обсадной колонны на некотором удалении по глубине от датчика температуры. О характере движения флюида судят по темпу возрастания температуры (патент РФ №2194160, кл. Е21В 47/06, опубл. 10.12.2002 - прототип).

Общим недостатком известных технических решений является низкая достоверность получаемых результатов при определении интервалов заколонного движения жидкости скважин, эксплуатируемых на залежах вязкой и сверхвязкой нефти.

В предложенном изобретении решается задача повышения достоверности получаемых результатов при определении интервалов заколонного движения жидкости скважин, эксплуатируемых на залежах вязкой и сверхвязкой нефти.

Задача решается тем, что в способе определения заколонной циркуляции, включающем исследования термометрии скважины и анализ результатов, согласно изобретению, в случае наличия на залежи вязкой или сверхвязкой нефти нижней горизонтальной добывающей скважины и верхней горизонтальной нагнетательной скважины, расположенных в вертикальной плоскости и снабженных щелевыми фильтрами в горизонтальных стволах, определение заколонной циркуляции выполняют в два этапа, на первом этапе в нижнюю горизонтальную добывающую скважину спускают колонну насосно-компрессорных труб на начало щелевого фильтра, в верхнюю горизонтальную нагнетательную скважину спускают и производят посадку теплоизолированного пакера на 20 м выше щелевого фильтра, в верхней горизонтальной нагнетательной скважине с помощью автономного высокотемпературного геофизического прибора на гибкой трубе проводят исследование температуры в интервале от устья скважины до пакера, закачивают пар в нижнюю горизонтальную добывающую скважину и одновременно в верхней горизонтальной нагнетательной скважине периодически проводят исследования температуры, по завершению закачки пара в нижнюю горизонтальную добывающую скважину производят заключительное исследование температуры в верхней горизонтальной нагнетательной скважине, на втором этапе в верхнюю горизонтальную нагнетательную скважину закачивают пресную воду и спускают колонну теплоизолированных насосно-компрессорных труб с термостойким пакером и хвостовиком, производят установку пакера перед щелевым фильтром, по межтрубному пространству в интервале от устья скважины до пакера с помощью автономного высокотемпературного геофизического прибора на гибкой трубе проводят контрольное исследование температуры, закачивают пар в верхнюю горизонтальную нагнетательную скважину по колонне теплоизолированных насосно-компрессорных труб, через пакер и хвостовик на начало щелевого фильтра, при этом с помощью автономного высокотемпературного геофизического прибора на гибкой трубе периодически проводят исследования температуры по межтрубному пространству в интервале от устья скважины до пакера, по завершению закачки пара проводят заключительное исследование температуры в верхней горизонтальной нагнетательной скважине, сравнивают результаты исследований и выносят заключение о наличии или отсутствии заколонной циркуляции, при необходимости исследования нижней горизонтальной добывающей скважины порядок работ на скважинах меняют местами.

Сущность изобретения

Исследованию заколонного движения жидкости посвящено много работ, но все они нацелены на исследования в скважинах, расположенных на месторождениях легкой или низковязкой нефти. Однако проведение таких исследований на скважинах, расположенных на месторождениях вязкой или сверхвязкой нефти, практически невозможно, т.к. в этом случае присутствуют условия, в которых обычные исследования невозможны, в частности, это высокая температура в скважинах, расположение скважин и режимы их работы. Общим недостатком известных технических решений при применении в условиях месторождений вязкой или сверхвязкой нефти является низкая достоверность получаемых результатов. В предложенном изобретении решается задача повышения достоверности получаемых результатов при определении интервалов заколонного движения жидкости скважин, эксплуатируемых на залежах вязкой и сверхвязкой нефти. Задача решается следующим образом.

При определении заколонной циркуляции на скважинах, расположенных на залежи вязкой или сверхвязкой нефти, имеется пара скважин, состоящая из нижней горизонтальной добывающей скважины и верхней горизонтальной нагнетательной скважины, расположенных в вертикальной плоскости и снабженных щелевыми фильтрами в горизонтальных стволах. Определение заколонной циркуляции выполняют в два этапа. На первом этапе в нижнюю горизонтальную добывающую скважину спускают колонну насосно-компрессорных труб на начало щелевого фильтра, в верхнюю горизонтальную нагнетательную скважину спускают и производят посадку теплоизолированного пакера на 20 м выше щелевого фильтра. В верхней горизонтальной нагнетательной скважине с помощью автономного высокотемпературного геофизического прибора, закрепленного на конце гибкой трубы, проводят исследование температуры в интервале от устья скважины до пакера, при этом закачивают пар в нижнюю горизонтальную добывающую скважину и одновременно в верхней горизонтальной нагнетательной скважине периодически проводят исследования температуры. По завершению закачки пара в нижнюю горизонтальную добывающую скважину производят заключительное исследование температуры в верхней горизонтальной нагнетательной скважине. На втором этапе в верхнюю горизонтальную нагнетательную скважину закачивают пресную воду и спускают колонну теплоизолированных насосно-компрессорных труб с термостойким пакером и хвостовиком, производят установку пакера перед щелевым фильтром, по межтрубному пространству в интервале от устья скважины до пакера с помощью автономного высокотемпературного геофизического прибора на гибкой трубе проводят контрольное исследование температуры, закачивают пар в верхнюю горизонтальную нагнетательную скважину по колонне теплоизолированных насосно-компрессорных труб, через пакер и хвостовик на начало щелевого фильтра. При этом с помощью автономного высокотемпературного геофизического прибора на гибкой трубе периодически проводят исследования температуры по межтрубному пространству в интервале от устья скважины до пакера. По завершению закачки пара проводят заключительное исследование температуры в верхней горизонтальной нагнетательной скважине. Сравнивают результаты исследований и выносят заключение о наличии или отсутствии заколонной циркуляции.

При необходимости исследования нижней горизонтальной добывающей скважины порядок работ на скважинах меняют местами.

Пример конкретного выполнения

Проводят определение заколонной циркуляции в горизонтальной нагнетательной скважине, расположенной на залежи сверхвязкой нефти.

На залежи сверхвязкой нефти размещена пара скважин. Нижняя горизонтальная добывающая скважина и верхняя горизонтальная нагнетательная скважина расположены в вертикальной плоскости и снабжены щелевыми фильтрами в горизонтальных стволах. Расстояние между горизонтальными стволами 5 м.

Определение заколонной циркуляции на горизонтальной нагнетательной скважине выполняют в два этапа.

На первом этапе, для определения наличия межскважинного перетока между двумя горизонтальными скважинами и заколонной циркуляции в нагнетательной скважине, в нижнюю горизонтальную добывающую скважину спускают колонну насосно-компрессорных труб диаметром 89 мм на начало щелевого фильтра. В верхнюю горизонтальную нагнетательную скважину спускают и производят посадку теплоизолированного пакера ПРО-ЯМО-204 на 20 м выше щелевого фильтра. В верхней горизонтальной нагнетательной скважине с помощью автономного высокотемпературного геофизического прибора на гибкой трубе диаметром 38 мм проводят исследование температуры в интервале от устья скважины до пакера. В течение суток закачивают пар с расходом 80 т/сут в нижнюю горизонтальную добывающую скважину и одновременно в верхней горизонтальной нагнетательной скважине периодически через каждые 4 часа в течение суток проводят исследования температуры. По завершению закачки пара в нижнюю горизонтальную добывающую скважину производят заключительное исследование: окончательный каротаж - исследование температуры в верхней горизонтальной нагнетательной скважине.

На втором этапе в верхнюю горизонтальную нагнетательную скважину закачивают пресную воду и спускают колонну теплоизолированных насосно-компрессорных труб диаметром 89 мм типа термокейс с термостойким пакером ПРО-ЯМО-204 и хвостовиком диаметром 89 мм длиной 20 м. Производят установку пакера перед щелевым фильтром, По межтрубному пространству в интервале от устья скважины до пакера с помощью автономного высокотемпературного геофизического прибора на гибкой трубе диаметром 38 мм проводят контрольное исследование температуры. Для определения наличия заколонного движения от фильтровой части вверх до зоны «полного ухода жидкости», выявленной при бурении скважины, закачивают пар в верхнюю горизонтальную нагнетательную скважину по колонне теплоизолированных насосно-компрессорных труб, через пакер и хвостовик на начало щелевого фильтра в течение суток с расходом 80 т/сут. При этом с помощью автономного высокотемпературного геофизического прибора на гибкой трубе диаметром 38 мм периодически через каждые 4 часа после начала закачки в течение суток проводят исследования температуры по межтрубному пространству в интервале от устья скважины до пакера. Нижняя горизонтальная скважина в это время простаивает. По завершению закачки пара проводят заключительное исследование: окончательный каротаж - исследование температуры в верхней горизонтальной нагнетательной скважине.

Анализ термограмм показывает, что в интервале глубин 43-63 м происходит искажение кривых и увеличение температуры на 120 градусов, что связано с наличием заколотой циркуляции. Применение способа исследования по прототипу не выявило наличия заколонной циркуляции.

Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения достоверности получаемых результатов при определении интервалов заколонного движения жидкости скважин, эксплуатируемых на залежах вязкой и сверхвязкой нефти.

Способ определения заколонной циркуляции, включающий исследования термометрии скважины и анализ результатов, отличающийся тем, что в случае наличия на залежи вязкой или сверхвязкой нефти нижней горизонтальной добывающей скважины и верхней горизонтальной нагнетательной скважины, расположенных в вертикальной плоскости и снабженных щелевыми фильтрами в горизонтальных стволах, определение заколонной циркуляции выполняют в два этапа, на первом этапе в нижнюю горизонтальную добывающую скважину спускают колонну насосно-компрессорных труб на начало щелевого фильтра, в верхнюю горизонтальную нагнетательную скважину спускают и производят посадку теплоизолированного пакера на 20 м выше щелевого фильтра, в верхней горизонтальной нагнетательной скважине с помощью автономного высокотемпературного геофизического прибора на гибкой трубе проводят исследование температуры в интервале от устья скважины до пакера, закачивают пар в нижнюю горизонтальную добывающую скважину и одновременно в верхней горизонтальной нагнетательной скважине периодически проводят исследования температуры, по завершению закачки пара в нижнюю горизонтальную добывающую скважину производят заключительное исследование температуры в верхней горизонтальной нагнетательной скважине, на втором этапе в верхнюю горизонтальную нагнетательную скважину закачивают пресную воду и спускают колонну теплоизолированных насосно-компрессорных труб с термостойким пакером и хвостовиком, производят установку пакера перед щелевым фильтром, по межтрубному пространству в интервале от устья скважины до пакера с помощью автономного высокотемпературного геофизического прибора на гибкой трубе проводят контрольное исследование температуры, закачивают пар в верхнюю горизонтальную нагнетательную скважину по колонне теплоизолированных насосно-компрессорных труб, через пакер и хвостовик на начало щелевого фильтра, при этом с помощью автономного высокотемпературного геофизического прибора на гибкой трубе периодически проводят исследования температуры по межтрубному пространству в интервале от устья скважины до пакера, по завершению закачки пара проводят заключительное исследование температуры в верхней горизонтальной нагнетательной скважине, сравнивают результаты исследований и выносят заключение о наличии или отсутствии заколонной циркуляции, при необходимости исследования нижней горизонтальной добывающей скважины порядок работ на скважинах меняют местами.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к способу, устройству и машиночитаемому носителю данных, предназначенным для построения геологической модели нефтяного или иного месторождения, в частности, для определения коэффициентов корреляции для комплекса кривых ГИС и нахождения положений глубин маркера, для которых значение коэффициента корреляции является максимальным.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к ликвидации оценочных и разведочных скважин на месторождениях сверхвязкой нефти. Способ ликвидации скважины включает спуск колонны труб в обсадную колонну скважины, установку цементного моста в скважине от забоя до устья скважины.

Изобретение относится к области каротажа в процессе бурения скважин и предназначено для передачи сигналов измерения из скважины на поверхность по беспроводному каналу связи.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при исследовании скважины. Техническим результатом является определение заколонных перетоков при потоке жидкости за скважиной сверху вниз.

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано при проведении акустического каротажа при бурении подземных формаций. Способ проведения измерений акустического каротажа включает группирование полученных форм акустических сигналов в одну из множества групп.

Изобретение относится к шлангокабелям, предназначенным для работ в нефтяных и газовых скважинах и может быть использовано для перемещения предметов, в частности приборов в горизонтальных скважинах.

Изобретение относится к области газовой промышленности и может быть использовано при проведении газодинамических исследований скважин. Техническим результатом является повышение эффективности проведения газодинамических исследований.

Изобретение относится к нефтедобывающей технике и может быть использована для контроля технического состояния насосных штанг. Техническим результатом является повышение эффективности работы насосной установки, сокращение несчастных случаев и снижение расходов на техобслуживание.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при добыче нефти штанговым насосом. Техническим результатом является повышение интенсивности извлечения нефти и увеличение продуктивности призабойной зоны за счет увеличения амплитуды упругих колебаний в пласте.

Изобретение относится к газовой и нефтяной промышленности и может быть использовано при освоении северных месторождений, а также при контроле теплоизолирующей способности конструкций скважин, смыкания ореолов протаивания многолетнемерзлых пород (ММП) на соседних скважинах куста разрабатываемых месторождений.

Изобретение относится к области горного дела, в частности к измерению и регистрации физических параметров флюида в условно-горизонтальных скважинах, и может быть использовано при проведении геофизических исследований.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может найти применение для месторождений, на которых достижение рентабельного дебита возможно только при снижении забойных давлений ниже давления насыщения.

Изобретение относится к способу оптимизирования эксплуатации скважины. Выбирают интервалы в наклонно-направленном стволе скважины и развертывают колонну испытаний и обработки скважины в стволе скважины.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано на нефтяных месторождениях для измерения забойного давления для контроля и управления процессом добычи нефти.

Группа изобретений относятся к исследованиям скважин и может быть использована для мониторинга внутрискважинных параметров. Техническим результатом является оптимизация, автоматизация, повышение эффективности процесса добычи нефти, в т.ч.

Изобретение относится к области геофизических исследований нефтяных и газовых скважин и может быть использовано, в частности, при определении профиля притока скважины и параметров околоскважинного пространства.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей отрасли и может быть использовано для исследования нефтяных и газовых скважин. Техническим результатом является устранение необходимости проведения двух измерений распределений температуры вдоль оси скважины при закачке и отборе флюида для исследования технического состояния скважин.

Изобретение относится к области эксплуатации скважин и может быть использовано для проведения геофизических исследований скважин. Техническим результатом является получение однозначных результатов исследований теплопроводности пластов, окружающих скважину переменного сечения.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено при эксплуатации газовых, газоконденсатных и нефтяных скважин. .

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при освоении добывающих скважин. .

Изобретение относится к области измерения технологических параметров в скважине и может быть использовано для передачи информации с забоя скважины на поверхность посредством акустической связи. Техническим результатом является обеспечение измерения в режиме реального времени свойств скважинной текучей среды как во время бурения, так и во время эксплуатации скважины. Предложена система (100) датчиков для измерения технологического параметра текучей среды в скважинном местоположении, содержащая резонатор (110) параметра, который расположен в скважине (106), имеющий частоту резонанса, изменяющуюся в зависимости от технологического параметра текучей среды и который в ответ формирует резонансный акустический сигнал на частоте резонанса, указывающей технологический параметр. Кроме того система содержит акустический датчик (118), расположенный в местоположении вблизи над поверхностью, разнесенном от резонатора параметра, схему измерения (102), соединенную с акустическим датчиком, и акустический источник, соединенный с трубой в местоположении вблизи над поверхностью и разнесенном от резонатора параметра, размещенного в скважине. При этом акустический датчик выполнен с возможностью приема резонансного акустического сигнала, передаваемого с резонатора параметра, схема измерения выполнена с возможностью формирования выходного сигнала технологического параметра, соответствующего технологическому параметру текучей среды, в ответ на принятый резонансный акустический сигнал, а акустический источник выполнен с возможностью передачи акустического сигнала в скважину. 2 н. и 18 з.п. ф-лы, 6 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при определении интервалов скважины с заколонным движением жидкости. Технический результат направлен на повышение достоверности получаемых результатов при определении интервалов заколонного движения жидкости скважин, эксплуатируемых на залежах вязкой и сверхвязкой нефти. Способ выполняют в два этапа. На первом этапе в нижнюю горизонтальную добывающую скважину спускают колонну насосно-компрессорных труб на начало щелевого фильтра. В верхнюю горизонтальную нагнетательную скважину спускают и производят посадку теплоизолированного пакера выше щелевого фильтра. В верхней горизонтальной нагнетательной скважине проводят исследование температуры в интервале от устья скважины до пакера. Закачивают пар в нижнюю горизонтальную добывающую скважину и одновременно в верхней горизонтальной нагнетательной скважине периодически проводят исследования температуры. По завершению закачки пара в нижнюю скважину, производят заключительное исследование температуры в верхней скважине. На втором этапе в верхнюю горизонтальную нагнетательную скважину закачивают пресную воду и спускают колонну теплоизолированных насосно-компрессорных труб с термостойким пакером и хвостовиком. Производят установку пакера перед щелевым фильтром, по межтрубному пространству в интервале от устья скважины до пакера проводят контрольное исследование температуры. Закачивают пар в верхнюю горизонтальную нагнетательную скважину по колонне теплоизолированных насосно-компрессорных труб, через пакер и хвостовик на начало щелевого фильтра. При этом периодически после начала закачки проводят исследования температуры по межтрубному пространству в интервале от устья скважины до пакера. По завершению закачки пара проводят заключительное исследование температуры в верхней горизонтальной нагнетательной скважине. При необходимости исследования нижней горизонтальной добывающей скважины порядок работ на скважинах меняют местами.

Наверх