Способ исследования горизонтальных скважин

Предлагаемое изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано для исследования горизонтальных скважин и выполнения в них водоизоляционных и ремонтно-исправительных работ. Способ включает спуск скважинного прибора (СП) с помощью колтюбинговой трубы в скважину. Измерение скважинных параметров, определение зон водопритока и водопоглощающих интервалов. Подключение колтюбинговой трубы на поверхности к насосу для подачи рабочей среды в скважину, при этом перед спуском в скважину в стенке колтюбинговой трубы ниже размещения СП вырезают технологические отверстия для обеспечения закачки или откачки рабочей среды на забой скважины, а измерение скважинных параметров производят сначала в режиме репрессии - закачки, например, пластовой воды по колтюбинговой трубе в скважину, затем в режиме депрессии - отбора пластовой воды, и по аномальным синхронным изменениям показаний СП устанавливают зоны водоотдающих и зоны водопоглощающих интервалов. При этом показания СП передают на поверхность по электромагнитному каналу связи, далее совмещают расположение имеющихся технологических отверстий в колтюбинге с месторасположением установленных интервалов и через имеющиеся технологические отверстия в колтюбинге производят закачку водоизолирующего состава. После истечения установленного времени выдержки консолидации водоизолирующего состава в указанных интервалах, проводят повторные замеры скважинных параметров. Изобретение позволяет усовершенствовать технологию проведения исследований с последующим выполнением водоизоляционных и ремонтно-исправительных работ на колтюбинге в горизонтальных скважинах. 2 з.п. ф-лы, 1 ил.

 

Предлагаемое изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано для исследования горизонтальных скважин и выполнения в них геолого-технических мероприятий по водоизоляционным (ВИР) и ремонтно-исправительным (РИР) работам.

Известен комплект оснастки для геофизического колтюбинга (Полезная модель №80694, заявл. 25.08.2008 г., опубл. 20.08.2009 г.), который содержит геофизический подъемник с геофизическим кабелем, имеющим внутреннее отверстие для подачи жидкости, барабан с навитым геофизическим кабелем; насос высокого давления; бак с жидкостью; бак для слива избыточной жидкости из скважины; узел для соединения баков; инструменты на конце кабеля, при этом он может содержать аппаратуру для геофизических исследований и сопло для подачи цементного раствора в скважину.

Недостаток известного средства заключается в том, что в геофизико-технологическом комплексе подразумевается использовать геофизический кабель с электрической жилой и каналом для подачи с поверхности жидкости, в частности, цементного раствора, которого в стандартном промышленно освоенном варианте пока не существует, и, следовательно, производственная применимость такого комплекса не только проблематична, но и практически не осуществима.

Известен способ исследования горизонтальных скважин комплексным геофизическим прибором, например, типа «Сова», доставляемым на забой скважины с помощью колтюбинговой трубы через байпасную систему (М. Политов. Геофизические исследования на колтюбинговой трубе // Нефтесервис - М.: Издательство «Макцентр», 2013 - №4(24), стр. 14-16).

Доставляемый таким способом геофизический прибор (типа «Сова»), который измеряет скважинное давление, температуру, расход, влагосодержание, и определяет тем самым места притока и поглощения скважинной жидкости (нефть, вода), а также места негерметичности колонны.

Результатом проведенных исследований является выдача рекомендаций по выбору места и вида геолого-технических мероприятий по ликвидации зон водопритока или селективного воздействия на продуктивные интервалы для интенсификации из них притока нефти.

При осуществлении известной технологии прибор спускается на геофизическом кабеле по колтюбинговой трубе и движется в ней за счет перепада давления, создаваемого насосами на поверхности, которое действует на закрепленную на геофизическом кабеле пробку, выполняющую роль толкающего поршня, с помощью которого геофизический прибор выталкивается из колтюбинга в зону исследований, после завершения которых, он извлекается через внутреннюю полость колтюбинга с помощью кабеля.

Недостаток известного комплекса заключается в его технологической сложности и возможности возникновения аварийных ситуаций при его практической реализации, в процессе которой необходимо доставлять геофизический прибор внутри колтюбинговой трубы, которая часто подвергается деформациям ее стенок в процессе спуско-подъемных операций, заключающимся в сужении ее диаметра, что создает препятствие для прохождения толкающей пробки, из-за чего возникает ее прихват внутри колтюбинга. Для ликвидации подобной варийной ситуации необходимо полное извлечение колтюбинга на поверхность для ремонта. Кроме того, известный способ не предусматривает использование колтюбинга для проведения ВИР и РИР, в частности, закачку водоизолирующего раствора через колтюбинг в интервал нарушения герметичности, выявленный геофизическим прибором без его извлечения из колтюбинга, так как закачке раствора через колтюбинг препятствует толкающая пробка.

Задачей предлагаемого изобретения является устранение указанных недостатков, усовершенствование технологии проведения ВИР и РИР на колтюбинге в горизонтальных скважинах при небольших трудозатратах.

Указанная задача решается тем, что способ исследования горизонтальных скважин, включающий спуск в скважину скважинного прибора с помощью колтюбинговой трубы, измерение скважинных параметров, определение зон водопритока и водопоглощающих интервалов, подключение колтюбинговой трубы на поверхности к насосу для подачи рабочей среды в скважину, в отличие от известного, перед спуском в скважину в стенке колтюбинговой трубы ниже размещения скважинного прибора вырезают технологические отверстия для обеспечения закачки или откачки рабочей среды на забой скважины, а измерение скважинных параметров производят сначала в режиме репрессии - закачки, например, пластовой воды (рабочая среда) по колтюбинговой трубе в скважину, затем в режиме депрессии - отбора пластовой воды, и по аномальным синхронным изменениям показаний скважинного прибора устанавливают зоны водоотдающих и зоны водопоглощающих интервалов, при этом показания скважинного прибора передают на поверхность по электромагнитному каналу связи, далее совмещают расположение имеющихся технологических отверстий в колтюбинге с месторасположением установленных интервалов и через имеющиеся технологические отверстия в колтюбинге производят закачку водоизолирующего состава (рабочая среда), затем, после истечения установленного времени выдержки консолидации водоизолирующего состава в указанных интервалах, проводят повторные замеры скважинных параметров в выше представленном режиме для контроля состояния ранее выделенных зон водопритока или водопоглощения.

С помощью скважинного прибора осуществляют измерение скважинного давления, расхода, влагосодержания и температуры.

При выявлении после повторного замера скважинных параметров в представленном режиме зон водопритока или водопоглощения, в них производят дополнительную закачку водоизолирующего состава.

На чертеже представлено устройство, с помощью которого обеспечивается реализация предлагаемого способа.

Для осуществления предалагаемого способа используют гибкую металлическую трубу (колтюбинг), которая позволяет закрепить на конце раличные инструменты и приборы с помощью известного специального стыковочного узла (www.fidmashnov.com).

В настоящем изобретении на колтюбинге закрепляют скважинный прибор, содержащий датчики влагометрии, барометрии, термометрии и расходометрии, блок автономного питания, электронный блок преобразования данных и блок, передающий сигналы по электромагнитному каналу связи на поверхность, который общеизвестен, и, в частности, представлен в полезной модели №138333 (приоритет 08.10.2013, опубл. 10.03.2014), «Устройство для измерения забойных параметров в процессе совместно-раздельной эксплуатации многопластовых объектов с беспроводным каналом связи».

Скважинный прибор (прибор) 1 спускают в скважину на колтюбинговой трубе 2, которая за счет продольной жесткости продвигает центрированный прибор внутри горизонтального ствола скважины 3 по нефтенасыщенному продуктивному пласту 4, изолированному от верхнего водоносного пласта 5 непроницаемой покрышкой 6, а от нижнего водоносного пласта - непроницаемой подошвой 7.

Весь массив горной породы, как правило, пересекается вертикальными межблоковыми трещинами 8 и 9, которые имеют тектоническое происхождение.

В продуктивном пласте 4 ствол скважины 3 оборудован технической колонной 10, которая изолирует продуктивный пласт 4 от верхнего водоносного пласта 5.

Скажинный прибор 1 содержит датчики влагометрии 11, барометрии 12, термометрии 13 и расходометрии 14, блок автономного питания 15, электронный блок преобразования данных 16 и дипольный излучатель с электрическим разделителем 17, передающий сигналы по электромагнитному каналу связи на поверхность, которые улавливаются заземленной антенной и обрабатываются с помощью наземного компьютера (на чертеже не показаны).

В колтюбинговой трубе 2 ниже расположения прибора 1 выполнены технологические отверстия (отверстия) 18 для закачки в скважину или отбора рабочей среды с помощью наземного насоса (на чертеже не показан).

В случае неконтролируемого роста обводненности продукции, добываемой из горизонтальной скважины 3, что является явным признаком поступления воды из выше или нижележащих водоносных пластов 5 или 6 по вертикальными межблоковым трещинам 8 и 9, в горизонтальный ствол скважины 3 доставляют на колтюбинговой трубе 2 скважинный прибор 1, с помощью которого проводят исследования всего горизонтального ствола сначала в режиме репрессии (закачки) рабочей среды в скважину, а затем в режиме депрессии (откачки) рабочей среды - пластовой воды, при этом отбор (закачку) пластовой воды производят через технологические отверстия 18 в колтюбинговой трубе 2.

При осуществлении каждого режима измеряют текущие значения давления, температуры, расхода и влагосодержания с помощью датчиков 11, 12, 13, 14, показания которых обрабатываются блоком преобразования данных 16, и поступают на дипольный излучатель 17 для их передачи по электромагнитному каналу связи на поверхность.

Интервалы с аномальными синхронными (совпадающими) измененями указанных параметров в двух режимах принимают за водоприточные либо за водопоголощающие, и после их локализации по стволу скважины, проводят водоизолирующие работы путем закачки по колтюбиновой трубе 2, через технологические отверстия 18 соответствующего водоизолирующего состава в выявленные интервалы анамального притока (поглощения) пластовой воды.

После истечения установленного времени выдержки консолидации водоизолирующего состава в интервалах анамального притока (поглощения) пластовой воды, проводят повторные замеры прибором, перемещаемым на колтюбинге, текущих значений давления, температуры, расхода и влагосодержания вдоль ствола скважины 3. В случае, если при этом повторно выявляют интервалы с аномальными изменениями зарегистрированных параметров, то в этих интервалах повторяют ВИР в выше указанном режиме.

Особенностью исследований горизонтальных скважин является проблема доставки скважинных измерительных приборов в наклонный или горизонтальный ствол скважины. Поскольку под собственным весом приборы не могут продвигаться внутри такого ствола, их приходится проталкивать, например, способом, представленным в прототипе, с помощью пробки, движущейся под напором жидкости, или спускать на колтюбинговой трубе, которая за счет относительной жесткости продвигается в скважине.

Предложенный способ, в отличие от способа, представленного в прототипе, позволяет без извлечения скважинного прибора проводить геофизические исследования и осуществлять изоляционные работы в горизонтальных скважинах с наименьшими трудозатратами. При этом скважинный прибор обеспечивает передачу on-line данных о состоянии продуктивного интервала и точно определяет проблемные участки, что позволяет более эффективно производить ВИР и РИР без лишних непроизводительных временных промежутков между исследованиями и указанными работами.

1. Способ исследования горизонтальных скважин, включающий спуск в скважину скважинного прибора с помощью колтюбинговой трубы, измерение скважинных параметров, определение зон водопритока и водопоглощающих интервалов, подключение на поверхности колтюбинговой трубы к насосу для подачи рабочей среды в скважину, отличающийся тем, что перед спуском в скважину в стенке колтюбинговой трубы ниже размещения скважинного прибора вырезают технологические отверстия для обеспечения закачки или откачки рабочей среды - пластовой воды на забой скважины, а измерение скважинных параметров производят сначала в режиме репрессии - закачки пластовой воды по колтюбинговой трубе в скважину, затем в режиме депрессии - отбора пластовой воды и по аномальным синхронным изменениям показаний датчиков скважинного прибора устанавливают зоны водопритока и зоны водопоглощающих интервалов, при этом показания скважинного прибора передают на поверхность по электромагнитному каналу связи, далее совмещают расположение имеющихся технологических отверстий в колтюбинге с расположением установленных интервалов и через имеющиеся отверстия в колтюбинге производят закачку водоизолирующего состава, затем, после истечения установленного времени выдержки консолидации водоизолирующего состава в указанных интервалах, проводят повторные замеры скважинных параметров в представленном режиме для контроля состояния зон водопритока или водопоглощения.

2. Способ исследования горизонтальных скважин по п. 1, отличающийся тем, что с помощью скважинного прибора осуществляют измерение скважинного давления, расхода, влагосодержания и температуры.

3. Способ исследования горизонтальных скважин по п 1, отличающийся тем, что при выявлении после повторного замера скважинных параметров в представленном режиме зон водопритока или водопоглощения, в них производят дополнительную закачку водоизолирующего состава.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может применяться для исследования газогидродинамических процессов, происходящих в скважинах газоконденсатных месторождений.

Изобретение относится к газовой промышленности и может быть использовано при проведении газодинамических исследований (ГДИ) скважин на месторождениях с низкими фильтрационно-емкостными свойствами.

Изобретение относится к способам измерения обводненности скважинной нефти. Технический результат заключается в обеспечении более качественного расслоения скважинной продукции на нефть и воду без долговременной остановки работы глубинного насоса.

Предлагаемое изобретение относится к скважинной добыче нефти, может быть использовано на всех предприятиях нефтедобывающей промышленности. Способ заключается в том, что в межтрубном пространстве скважины на устье скважины устанавливают стационарный датчик давления с регистрацией его показаний в постоянном режиме времени.

Изобретение относится к области гидродинамических исследований и может быть использовано при исследованиях действующих нефтяных и газовых скважин малой производительности.

Изобретение относится к горному делу, преимущественно к угольной промышленности, и может быть использовано для обеспечения безопасности при подземной разработке газоносных угольных пластов.

Изобретение относится к измерительной технике и предназначено для измерения продукции нефтяных и газоконденсатных скважин раздельно по компонентам - нефти, газу и воде, в том числе и как эталонное средство для уточнения среднесуточных дебитов скважины по компонентам.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способу оперативного раздельного учета продукции двухпластового эксплуатационного объекта.

Изобретение относится к области измерений массы сырой нефти сепарационными измерительными установками при определении поправочного коэффициента, учитывающего наличие остаточного свободного и растворенного газа в сырой нефти после сепарации, и может найти применение в нефтяной промышленности.

Изобретение относится к способам определения состава водонефтяной смеси в скважине и, в частности, к способам, использующим измерение параметров потока добываемого флюида в трубке Вентури, через которую в основной ствол скважины обеспечивают поступление нефтеводяной смеси, добываемой из выделенного сегмента скважины.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при проведении газогидродинамических исследований и эксплуатации газовых, газоконденсатных и нефтяных скважин. Технический результат изобретения - расширение функциональных возможностей, заключающихся в возможности проведения исследований скважин, размещенных в кусте, при их одновременной работе в шлейф, что, в свою очередь, позволяет повысить точность получаемых данных и расширить диапазон исследования скважин, а также сократить сроки проведения исследования всех скважин куста с повышенной продуктивностью. Способ включает измерение дебита, пластового, забойного и устьевого давлений, температур на устье i-й скважины, где i=1, 2, 3, …, n, на каждом из режимов одновременно работающих в шлейф скважин куста, для каждого из которых определяют коэффициенты фильтрационного сопротивления А и В. При этом в кусте последовательно отключают от одной произвольным образом выбранной до (n-1) одновременно работающих скважин куста и строят кривые зависимости квадратичной депрессии и ее отношения к дебиту от дебита для скважин куста на различных режимах, по которым определяют коэффициенты фильтрационного сопротивления А и В. 5 ил., 6 табл.

Изобретение относится к области геофизических исследований нефтяных и газовых скважин, а именно к определению профиля притока добываемого флюида в многопластовых скважинах с несколькими интервалами перфорации. Технический результат заключается в повышении точности определения профиля притока добываемого флюида в многопластовых скважинах с несколькими интервалами перфорации. Способ предусматривает осуществление измерений забойной температуры и забойного давления в скважине посредством датчиков, установленных на перфорационной колонне ниже всех интервалов перфорации, а также посредством датчиков температуры, установленных на перфорационной колонне выше каждого интервала перфорации. Измерения температуры и забойного давления осуществляют до проведения перфорации скважины и после перфорации до тех пор, пока температура добываемого флюида не вернется к первоначальной температуре пласта. Оценивают суммарный дебит скважины и рассчитывают избыточную тепловую энергию добываемого флюида для всех датчиков температуры, установленных на перфорационной колонне выше интервалов перфорации, после чего определяют дебит отдельных интервалов перфорации на основе рассчитанных избыточных тепловых энергий добываемого флюида и известного количества перфорационных зарядов в каждом интервале перфорации. 5 ил.

Изобретение относится к нефтедобыче и может быть использовано для учета дебитов продукции нефтяных скважин как передвижными, так и стационарными измерительными установками, оснащенными кориолисовыми расходомерами-счетчиками и поточными влагомерами. Техническим результатом предлагаемого технического решения является повышение точности определения массы нефти измерительными установками, включающими кориолисовые расходомеры-счетчики и поточные влагомеры, путем удаления из водонефтяной смеси остаточного газа и определения объема остаточного газа в качестве поправки к результатам измерений объема свободного нефтяного газа. Технический результат достигается тем, что в заявляемом способе заполняют продукцией нефтяной скважины сепарационную калиброванную емкость для разделения на свободный нефтяной газ и водонефтяную смесь. Измеряют объем свободного нефтяного газа расходомером-счетиком газа в открытой линии измерения газа при закрытой линии измерения жидкости, прекращают подачу продукции скважины после заполнения сепарационной калиброванной емкости отсепарированной водонефтяной смесью до установленного уровня и закрывают линию измерения газа. Выдерживают водонефтяную смесь в сепарационной калиброванной емкости заданное время для обеспечения выхода части свободного газа, определяют дебит по массе водонефтяной смеси (сырой нефти), дебит по объему воды и дебит по объему нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям, по результатам измерений и вычислений массы водонефтяной смеси и объемной доли воды в водонефтяной смеси. По истечении заданного времени выдержки открывают линию измерения жидкости и откачивают из сепарационной калиброванной емкости водонефтяную смесь насосом откачки, который устанавливают в линию измерения жидкости, закрывают линию измерения жидкости и прекращают откачку водонефтяной смеси насосом откачки. Измеряют в сепарационной калиброванной емкости давление и температуру остаточного газа и определяют объем остаточного газа в сепарационной калиброванной емкости после откачки водонефтяной смеси. Предложенный способ измерения дебита продукции нефтяных скважин по сравнению с прототипом позволяет исключить дополнительную погрешность измерения массы водонефтяной смеси - кориолисовыми расходомерами-счетчиками и объемной доли воды - поточным влагомером за счет обеспечения выделения остаточного газа в сепарационной калиброванной емкости из измеряемой водонефтяной смеси и учесть величину объема выделенного остаточного газа в результате измерения объема свободного нефтяного газа в продукции нефтяных скважин. 3 з.п. ф-лы, 1 ил., 2 табл.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при разработке нефтяных месторождений заводнением продуктивных пластов. Технический результат - повышение эффективности заводнения за счет регулирования проницаемости высокопроницаемых каналов, изменения направлений фильтрационных потоков путем закачки в нагнетательные скважины оторочек реагентов оптимального объема, выравнивания фронта вытеснения и подключения остаточной нефти. По способу определяют текущий коэффициент извлечения нефти - КИН пласта и объем высокопроницаемых каналов пласта. В нагнетательные скважины осуществляют закачку оторочек реагентов в необходимом объеме. При величине текущего КИН меньше 0,25 проектного КИН суммарный объем закачки оторочек реагентов принимают не более 0,1 объема высокопроницаемых каналов пласта. При этом в качестве оторочек реагентов в нагнетательные скважины закачивают оторочки эмульсионных систем или оторочки растворов щелочных агентов, или поверхностно-активных веществ - ПАВ, или полимеров, или углеводородных растворителей. При величине текущего КИН от 0,25 до 0,5 проектного КИН суммарный объем закачки оторочек реагентов принимают от 0,1 до 0,5 объема высокопроницаемых каналов пласта. В качестве оторочек реагентов в нагнетательные скважины закачивают оторочки щелочных агентов, или ПАВ, или полимеров, или осадко-гелеобразующих композиций, или дисперсных систем, или полимеров с дисперсными наполнителями. При величине текущего КИН больше 0,5 проектного КИН суммарный объем закачки оторочек реагентов принимают от 0,5 до 1,5 объема высокопроницаемых каналов пласта. В качестве оторочек реагентов в нагнетательные скважины последовательно закачивают раствор щелочного агента, раствор ПАВ и раствор полимера, или вязкие эмульсионные составы с дисперсными наполнителями, или углеводородные растворители с добавкой ПАВ. 5 з.п. ф-лы, 1 табл., 2 ил.

Предлагаемое изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано для исследования горизонтальных скважин и выполнения в них водоизоляционных и ремонтно-исправительных работ. Способ включает спуск скважинного прибора с помощью колтюбинговой трубы в скважину. Измерение скважинных параметров, определение зон водопритока и водопоглощающих интервалов. Подключение колтюбинговой трубы на поверхности к насосу для подачи рабочей среды в скважину, при этом перед спуском в скважину в стенке колтюбинговой трубы ниже размещения СП вырезают технологические отверстия для обеспечения закачки или откачки рабочей среды на забой скважины, а измерение скважинных параметров производят сначала в режиме репрессии - закачки, например, пластовой воды по колтюбинговой трубе в скважину, затем в режиме депрессии - отбора пластовой воды, и по аномальным синхронным изменениям показаний СП устанавливают зоны водоотдающих и зоны водопоглощающих интервалов. При этом показания СП передают на поверхность по электромагнитному каналу связи, далее совмещают расположение имеющихся технологических отверстий в колтюбинге с месторасположением установленных интервалов и через имеющиеся технологические отверстия в колтюбинге производят закачку водоизолирующего состава. После истечения установленного времени выдержки консолидации водоизолирующего состава в указанных интервалах, проводят повторные замеры скважинных параметров. Изобретение позволяет усовершенствовать технологию проведения исследований с последующим выполнением водоизоляционных и ремонтно-исправительных работ на колтюбинге в горизонтальных скважинах. 2 з.п. ф-лы, 1 ил.

Наверх