СПОСОБ ОПРЕССОВКИ ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ КОЛОННЫ СКВАЖИНЫ НА ПРИТОК ЖИДКОСТИ Российский патент 2007 года по МПК E21B17/00 

Описание патента на изобретение RU2291274C1

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может найти применение при опрессовке эксплуатационной колонны скважины.

Известен способ контроля герметичности (опрессовки) эксплуатационной колонны нагнетательной скважины. Способ предусматривает изменение режима работы скважины путем прикрытия задвижки на устье с последующей фиксацией изменения давления. При этом расход закачиваемой жидкости уменьшают до 30-80% от первоначального, а изменение давления фиксируют в промежутке времени с момента изменения режима работы скважины, в процессе которого наблюдается максимальный темп падения давления до его стабилизации. При этом расчетным путем определяют коэффициенты кривой падения давления К1 и К2. Эксплуатационная колонна не герметична, если К2 больше К1, при условии, что после определения К1 в этой скважине не проводились работы по увеличению проницаемости пласта (патент РФ №2214508, опубл. 2003.10.20).

Известный способ пригоден для опрессовки только нагнетательной скважины и не позволяет точно установить место нарушения герметичности. Способ не пригоден при проведении работ по увеличению проницаемости пласта.

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ контроля герметичности (опрессовки) эксплуатационной колонны нагнетательной скважины. Прикрытием задвижки на устье скважины меняют режим работы скважины: уменьшают расход рабочей жидкости на 30-50% от первоначального. Изменение давления Р фиксируют в промежутке времени t с момента изменения режима работы скважины, в процессе которого наблюдается максимальный темп падения давления, до его стабилизации. Определяют коэффициент падения давления К1 как P/t. Аналогично частотой не менее одного раза в год определяют коэффициент К2 кривой падения давления. Сравнивают К1 и К2. Если К2 меньше К1, то эксплуатационная колонна герметична. Если К2 больше К1 и после определения К1 в этой скважине не проводились работы по увеличению проницаемости пласта, то эксплуатационная колонна негерметична. В последнем случае скважину дополнительно исследуют с использованием геофизических приборов для уточнения характера и места негерметичности эксплуатационной колонны (патент РФ №2165016, опубл. 2001.04.10 - прототип).

Известный способ пригоден для опрессовки только нагнетательной скважины и не позволяет точно установить место нарушения герметичности на приток жидкости в колонну скважины.

В предложенном способе решается задача расширения возможностей опрессовки для любой скважины и точного определения места нарушения целостности эксплуатационной колонны на приток жидкости через нарушения в колонну.

Задача решается тем, что в способе опрессовки эксплуатационной колонны скважины, включающем изменение давления и его анализ, согласно изобретению в скважине проводят разделение внутреннего пространства скважины на 3 полости: 1 - полость от устья скважины до промежуточной глубины, 2 - полость скважины от промежуточной глубины до кровли продуктивного пласта и 3 - полость ниже кровли продуктивного пласта, отделяют эти три полости друг от друга, в полости 2 замеряют давление, изменение давления выполняют перекачкой жидкости из полости 2 в полость 1, прекращают перекачку жидкости, а при анализе изменения давления определяют изменение давления в полости 2, при неизменности давления в полости 2 в течение контрольного времени делают заключение о целостности эксплуатационной колонны в интервале полости 2, при наличии изменений давления делают заключение о наличии нарушений целостности эксплуатационной колонны, по времени изменения давления в полости 2 оценивают в количественном отношении приток жидкости в скважину, а для определения точного места нарушения целостности эксплуатационной колонны повторяют операции на новых более низких местоположениях промежуточной глубины до достижения целостности эксплуатационной колонны.

Признаками изобретения являются:

1) изменение давления;

2) анализ изменения давления;

3) разделение внутреннего пространства скважины на 3 полости: 1 - полость от устья скважины до промежуточной глубины, 2 - полость скважины от промежуточной глубины до кровли продуктивного пласта и 3 - полость ниже кровли продуктивного пласта;

4) отделение этих трех полостей друг от друга;

5) в полости 2 замер давления;

6) изменение давления перекачкой жидкости из полости 2 в полость 1;

7) прекращение перекачки жидкости;

8) при анализе изменения давления определение изменения давления в полости 2;

9) при неизменности давления в полости 2 в течение контрольного времени вынесение заключения о целостности эксплуатационной колонны в интервале полости 2;

10) при наличии изменений давления вынесение заключения о наличии нарушений целостности эксплуатационной колонны;

11) по времени изменения давления в полости 2 оценка в количественном отношении притока жидкости в скважину;

12) для определения точного места нарушения целостности эксплуатационной колонны повторение операций на новых более низких местоположениях промежуточной глубины до достижения целостности эксплуатационной колонны.

Признаки 1 и 2 являются общими с прототипом, признаки 3-12 являются существенными отличительными признаками изобретения.

Сущность изобретения

Отсутствие герметичности эксплуатационной колонны скважины на приток приводит к заполнению скважины минерализованными водами в процессе добычи нефти. Существующие способы опрессовки эксплуатационной колонны скважины сложны и неточны. Они не позволяют с достаточной точностью определить местоположение нарушения целостности эксплуатационной колонны. Кроме того, известные способы предназначены для опрессовки только нагнетательной скважины. В предложенном способе решается задача расширения возможностей опрессовки для любой скважины и точного определения места нарушения герметичности.

Задача решается следующим образом.

Устанавливают в скважине над кровлей пласта автономный манометр и несколько выше пакер двустороннего действия. В скважину до промежуточной глубины спускают на кабеле насос, имеющий обратный клапан. Насос снабжен пакером и глубинным манометром, способным передавать информацию по кабелю. Таким образом разделяют внутреннее пространство скважины на 3 полости: 1 - полость от устья скважины до промежуточной глубины порядка 400-500 м, 2 - полость скважины от промежуточной глубины 400-500 м до кровли продуктивного пласта, 3 - полость ниже кровли продуктивного пласта. Эти три полости отделяют друг от друга двумя пакерами. В полости 2 замеряют давление, затем перекачивают жидкость из полости 2 в полость 1 до уменьшения давления в полости 2 примерно наполовину. Прекращают перекачку жидкости. Обратный клапан препятствует обратному перетеканию жидкости. Определяют изменение давления в полости 2. При неизменности давления в полости 2 в течение 30 мин делают заключение о целостности эксплуатационной колонны в интервале полости 2.

При наличии изменений давления делают заключение о присутствии нарушений целостности эксплуатационной колонны. По времени возрастания давления в полости 2 оценивают в количественном отношении приток жидкости в скважину.

Для определения точного места нарушения целостности эксплуатационной колонны повторяют операции на новых более низких местоположениях промежуточной глубины до достижения целостности эксплуатационной колонны.

Примеры конкретного выполнения

Пример 1. Устанавливают в скважине над кровлей пласта на глубине 1700 м автономный манометр и несколько выше пакер двустороннего действия. В скважину до промежуточной глубины спускают на кабеле насос, имеющий обратный клапан. Насос снабжен пакером и глубинным манометром, способным передавать информацию по кабелю. Таким образом разделяют внутреннее пространство скважины на 3 полости: 1 - полость от устья скважины до промежуточной глубины, равной 500 м, 2 - полость скважины от промежуточной глубины 500 м до кровли продуктивного пласта, 3 - полость ниже кровли продуктивного пласта. Эти три полости отделяют друг от друга двумя пакерами. В полости 2 непосредственно под пакером замеряют давление, которое равно 5 МПа. Затем перекачивают жидкость насосом из полости 2 в полость 1 до уменьшения давления в полости 2 до 2,5 МПа. Производительность насоса 2 л/мин. Прекращают перекачку жидкости. Обратный клапан препятствует обратному перетеканию жидкости. Определяют изменение давления в полости 2. Давление в полости 2 в течение 30 мин не изменяется. Делают заключение о целостности эксплуатационной колонны в интервале полости 2.

Пример 2. Устанавливают в скважине над кровлей пласта на глубине 1750 м автономный манометр и несколько выше пакер двустороннего действия. В скважину до промежуточной глубины спускают на кабеле насос, имеющий обратный клапан. Насос снабжен пакером и глубинным манометром, способным передавать информацию по кабелю. Таким образом разделяют внутреннее пространство скважины на 3 полости: 1 - полость от устья скважины до промежуточной глубины, равной 400 м, 2 - полость скважины от промежуточной глубины 400 м до кровли продуктивного пласта, 3 - полость ниже кровли продуктивного пласта. Эти три полости отделяют друг от друга двумя пакерами. В полости 2 непосредственно под пакером замеряют давление, которое равно 4 МПа. Затем перекачивают жидкость насосом из полости 2 в полость 1 до уменьшения давления в полости 2 до 2 МПа. Производительность насоса 2 л/мин. Время, за которое снизилось давление в полости, 2-3 мин. Прекращают перекачку жидкости. Обратный клапан препятствует обратному перетеканию жидкости. Определяют изменение давления в полости 2. За 6 мин давление в полости 2 восстановилось до начального 4 МПа. Таким образом приток жидкости через нарушение целостности эксплуатационной колонны равен 2×3:6=1 литр в мин.

Для определения интервала нарушения целостности эксплуатационной колонны верхний пакер спускают ниже на 1 м и пакеруют. Повторяют операции. Определяют изменение давления в полости 2. Давление в полости 2 в течение 30 мин не изменяется. Делают заключение о целостности эксплуатационной колонны в интервале полости 2. Поскольку на прежнем местоположении верхнего пакера наблюдалось нарушение целостности эксплуатационной колонны, а на настоящем местоположении его нет, то определяют, что место нарушения целостности эксплуатационной колонны лежит в интервале 1 м вверх от настоящего местоположения верхнего пакера. Проводят работы по ремонту эксплуатационной колонны и вводят скважину в эксплуатацию.

Применение предложенного способа позволит расширить возможности опрессовки для любой скважины и точно определить место нарушения целостности эксплуатационной колонны.

Похожие патенты RU2291274C1

название год авторы номер документа
СПОСОБ ОПРЕССОВКИ ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ ОБСАДНОЙ КОЛОННЫ ПРОСТАИВАЮЩЕЙ СКВАЖИНЫ 2021
  • Курдюмов Семен Сергеевич
  • Джулинский Михаил Михайлович
  • Балябин Андрей Георгиевич
  • Тереханов Александр Анатольевич
RU2761909C1
СПОСОБ ФИЗИЧЕСКОЙ ЛИКВИДАЦИИ СКВАЖИН 2014
  • Макаров Дмитрий Николаевич
  • Фаррахов Руслан Мансурович
  • Мурадов Расим Алиевич
  • Тухватуллин Рамиль Равилевич
RU2576422C1
СПОСОБ ГИДРОДИНАМИЧЕСКОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПРИЗАБОЙНУЮ ЗОНУ ПЛАСТА 2011
  • Камалов Рустэм Наифович
  • Лысенков Александр Петрович
  • Жданов Владимир Игоревич
  • Сулейманов Газиз Агзамович
  • Нигматзянова Лилия Руффетовна
  • Белобокова Ольга Сергеевна
RU2483200C1
СПОСОБ ОСВОЕНИЯ СКВАЖИНЫ 2002
  • Крылов Г.В.
  • Кустышев А.В.
  • Сухачев Ю.В.
  • Тодорив А.Д.
  • Чижова Т.И.
  • Кустышев И.А.
RU2215137C1
СПОСОБ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИНЫ 2013
  • Хисамов Раис Салихович
  • Рахманов Айрат Рафкатович
  • Хусаинов Руслан Фаргатович
  • Туктаров Тагир Асгатович
  • Загрутдинов Булат Ниязович
  • Бадретдинов Дамир Мухаматшарипович
RU2527960C1
СПОСОБ РАСКОНСЕРВАЦИИ НЕФТЕГАЗОВОЙ СКВАЖИНЫ С НЕГЕРМЕТИЧНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ КОЛОННОЙ В УСЛОВИЯХ НАЛИЧИЯ В РАЗРЕЗЕ МНОГОЛЕТНЕМЕРЗЛЫХ ПОРОД 2008
  • Крылов Георгий Васильевич
  • Кустышев Денис Александрович
  • Кустышев Игорь Александрович
  • Рахимов Николай Васильевич
  • Немков Алексей Владимирович
  • Ткаченко Руслан Владимирович
  • Вакорин Егор Викторович
  • Попова Жанна Сергеевна
RU2378493C1
СПОСОБ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИНЫ 2007
  • Ибрагимов Наиль Габдулбариевич
  • Валеев Мудаир Хайевич
  • Чернов Роман Викторович
  • Лазарев Борис Михайлович
RU2335624C1
СПОСОБ КОНТРОЛЯ ГЕРМЕТИЧНОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ КОЛОННЫ НАГНЕТАТЕЛЬНОЙ СКВАЖИНЫ 2000
  • Халиуллин Ф.Ф.
  • Гаврилин Н.И.
  • Миннуллин Р.М.
RU2165016C1
Способ герметизации нарушения эксплуатационной колонны добывающей скважины (варианты) 2020
  • Зиятдинов Радик Зяузятович
RU2750016C1
СПОСОБ БЕСПАКЕРНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН 2002
  • Ананенков А.Г.
  • Галькович М.И.
  • Кононов А.В.
  • Чугунов Л.С.
  • Кустышев А.В.
  • Ермилов О.М.
  • Лапердин А.Н.
  • Васильев В.И.
RU2190088C1

Реферат патента 2007 года СПОСОБ ОПРЕССОВКИ ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ КОЛОННЫ СКВАЖИНЫ НА ПРИТОК ЖИДКОСТИ

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может найти применение при опрессовке эксплуатационной колонны скважины. Обеспечивает расширение возможностей опрессовки для любой скважины и точного определения места нарушения целостности эксплуатационной колонны на приток жидкости через нарушения в колонну. Сущность изобретения: в скважине проводят разделение внутреннего пространства скважины на 3 полости: 1 - полость от устья скважины до промежуточной глубины, 2 - полость скважины от промежуточной глубины до кровли продуктивного пласта и 3 - полость ниже кровли продуктивного пласта. Отделяют эти три полости друг от друга. В полости 2 замеряют давление. Перекачивают жидкость из полости 2 в полость 1. Прекращают перекачку жидкости. Определяют изменение давления в полости 2. При неизменности давления в полости 2 в течение контрольного времени делают заключение о целостности эксплуатационной колонны в интервале полости 2. При наличии изменений давления делают заключение о наличии нарушений целостности эксплуатационной колонны. По времени изменения давления в полости 2 оценивают в количественном отношении приток жидкости в скважину. Для определения точного места нарушения целостности эксплуатационной колонны на приток жидкости повторяют операции на новых более низких местоположениях промежуточной глубины до достижения целостности эксплуатационной колонны.

Формула изобретения RU 2 291 274 C1

Способ опрессовки эксплуатационной колонны скважины на приток жидкости, включающий изменение давления и его анализ, отличающийся тем, что в скважине проводят разделение внутреннего пространства скважины на 3 полости: 1 - полость от устья скважины до промежуточной глубины, 2 - полость скважины от промежуточной глубины до кровли продуктивного пласта и 3 - полость ниже кровли продуктивного пласта, отделяют эти три полости друг от друга, в полости 2 замеряют давление, снижение давления выполняют перекачкой жидкости из полости 2 в полость 1, прекращают перекачку жидкости, а при анализе изменения давления определяют изменение давления в полости 2, при неизменности давления в полости 2 в течение контрольного времени делают заключение о целостности эксплуатационной колонны в интервале полости 2, при наличии изменений давления делают заключение о наличии нарушений целостности эксплуатационной колонны, по времени восстановления давления в полости 2 или количеству откачиваемой жидкости из полости 2 в полость 1 оценивают в количественном отношении приток жидкости в скважину, а для определения точного места нарушения целостности эксплуатационной колонны на приток жидкости повторяют операции на новых более низких местоположениях промежуточной глубины до достижения целостности эксплуатационной колонны.

Документы, цитированные в отчете о поиске Патент 2007 года RU2291274C1

СПОСОБ КОНТРОЛЯ ГЕРМЕТИЧНОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ КОЛОННЫ НАГНЕТАТЕЛЬНОЙ СКВАЖИНЫ 2000
  • Халиуллин Ф.Ф.
  • Гаврилин Н.И.
  • Миннуллин Р.М.
RU2165016C1
Устройство для опрессовки колонныТРуб B СКВАжиНЕ 1979
  • Асфандияров Халим Ахметович
  • Газизов Алмаз Шакирович
  • Домальчук Анатолий Антонович
  • Попов Александр Александрович
  • Попов Анатолий Александрович
  • Флыс Владимир Юрьевич
SU832378A1
Способ опрессовки обсадной колонны поинтервальным пакером 1986
  • Цыбин Анатолий Андреевич
  • Матвеев Юрий Михайлович
  • Никитин Сергей Михайлович
  • Торопынин Владимир Васильевич
  • Савинов Александр Васильевич
SU1366632A1
Способ опрессовки колонны труб в скважине 1989
  • Дырив Иван Петрович
  • Мельник Виктор Иванович
  • Керницкий Василий Михайлович
  • Белоусов Владимир Ионикиевич
SU1684466A1
УСТРОЙСТВО ДЛЯ ОТБОРА ПРОБ ЖИДКОСТИ ИЗ ТРУБОПРОВОДА 2003
  • Акмаев О.К.
  • Васильев А.А.
  • Васильев П.А.
  • Абдуллин И.Я.
  • Фещук А.Л.
RU2262681C2
СИСТЕМА ДЛЯ ОПРЕССОВКИ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ КОЛОНН 2003
  • Шарохин А.В.
RU2236543C2
СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ НЕГЕРМЕТИЧНОСТЕЙ ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ КОЛОННЫ 1999
  • Расторгуев В.Н.
  • Ихсанов Р.К.
  • Дворянскова Г.В.
  • Каменских Л.И.
  • Рахимова Н.Х.
  • Егорова О.И.
RU2197614C2
УСТРОЙСТВО ДЛЯ ПОИНТЕРВАЛЬНОЙ ОПРЕССОВКИ КОЛОНН 1996
  • Камильянов Т.С.
  • Петров А.Г.
  • Тахаутдинов Ш.Ф.
  • Фархутдинов Р.Г.
RU2144606C1
СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ГЕРМЕТИЧНОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ КОЛОННЫ 1999
  • Нуретдинов Я.К.
  • Кудашев П.М.
  • Нигматуллин Р.К.
  • Иванов В.А.
  • Ипполитов А.П.
  • Кузнецова Г.П.
RU2165001C2
US 5353873 А, 11.10.1994
US 3542126 А, 24.11.1970.

RU 2 291 274 C1

Авторы

Ибрагимов Наиль Габдулбариевич

Тазиев Миргазиян Закиевич

Закиров Айрат Фикусович

Никитин Василий Николаевич

Камильянов Тимербай Сабирьянович

Мухамадиев Рамиль Сафиевич

Даты

2007-01-10Публикация

2005-12-16Подача