способ освоения скважин и испытания пластов в процессе свабирования (варианты)

Формула изобретения

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.

Описание изобретения к патенту

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.