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

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.

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.

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.