Способ эксплуатации нагнетательной скважины

Способ эксплуатации нагнетательной скважины

Реферат

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может найти применение при эксплуатации скважин с антикоррозионной жидкостью в межтрубном пространстве, при контроле герметичности обсаженных скважин, при контроле сохранности антикоррозионной жидкости в нагнетательных скважинах.

Известен способ контроля герметичности эксплуатационной колонны нагнетательной скважины, предусматривающий изменение режима работы скважины прикрытием 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. Расчетным путем определяют коэффициенты кривой падения давления K₁ и К₂. Эксплуатационная колонна не герметична, если K₂>K₁, при условии, что после определения K₁ в этой скважине не проводились работы по увеличению проницаемости пласта (Патент РФ №2214508, опубл. 20.10.2003).

Известный способ позволяет оперативно вести контроль герметичности эксплуатационной колонны нагнетательной скважины. Недостатком способа является необходимость изменения режима работы скважины, наличие большого количества ошибок при определении герметичности из-за изменяющегося темпа падения давления, большого промежутка времени, необходимого для проведения замера и влияния пластового давления на показания манометра.

Известен способ исследования на герметичность эксплуатационной колонны нагнетательной скважины, включающий спуск в скважину пакера, перекрытие ствола скважины пакером, создание давления над пакером путем нагнетания жидкости в скважину и регистрацию изменения давления устьевым манометром, по которому судят о негерметичности эксплуатационной колонны. Регистрацию изменения давления осуществляют одновременно и под пакером с помощью аналогичного манометра, что и на устье, спускаемого вместе с пакером через трубное пространство насосно-компрессорных труб, при этом при соответствии изменений показателей обоих манометров судят о герметичности пакера, а в случае изменения показателя манометра на устье при постоянстве показания манометра под пакером делают заключение о негерметичности эксплуатационной колонны (Патент РФ №2225506, опубл. 10.03.2004).

Недостатком известного способа является необходимость остановки работы скважины для проведения замеров, опасность возникновения мест негерметичности эксплуатационной колонны при создании избыточного давления в межтрубном пространстве. Кроме того, вследствие сообщения подпакерного пространства с пластом происходит влияние пластового давления на показания измерений, что снижает точность исследований.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ контроля герметичности нагнетательной скважины, включающий остановку скважины, регистрацию изменения давления в межтрубном пространстве, перекрытом пакером, и в скважинном пространстве и определение герметичности межтрубного пространства. При регистрации изменения давления в скважинном пространстве производят замер давления на устье на входе в колонну насосно-компрессорных труб, регистрацию изменения давления проводят по сравнению давлений до и после остановки скважины по скорости падения давления на устье и в межтрубном пространстве после остановки работающей скважины и по сравнению давлений до и после пуска скважины под закачку по скорости повышения давления на устье и в межтрубном пространстве после пуска скважины под закачку, при этом при определении герметичности межтрубного пространства за критерий оценки герметичности межтрубного пространства принимают расчетную величину расхода жидкости, входящей или выходящей из межтрубного пространства скважины (Патент РФ №2246613, опубл. 20.02.2005 - прототип).

Недостатком известного способа является необходимость остановки работы скважины для проведения замеров, необходимость обязательного применения пакеров, т.е. сложность проведения замеров.

Во всех вышеперечисленных известных способах невозможно определить объем антикоррозионной жидкости, находящийся в данный момент в межтрубном пространстве скважины.

В изобретении решается задача сохранения режима работы скважины и упрощения проведения замеров, а также определения объема антикоррозионной жидкости, находящегося в данный момент в межтрубном пространстве скважины.

Задача решается тем, что в способе эксплуатации нагнетательной скважины, включающем закачку рабочего агента, замер устьевого давления и давления в межтрубном пространстве и определение параметров скважины, согласно изобретению дополнительно замеряют расход рабочего агента на устье скважины, в качестве измеряемого параметра выбирают объем антикоррозионной жидкости в межтрубном пространстве, который рассчитывают по формуле:

где V_акж - объем антикоррозионной жидкости, находящейся в межтрубном пространстве скважины, м³;

Р₁ - давление в верхней точке межтрубного пространства скважины, МПа;

Р_усть. - устьевое давление закачки, МПа;

ρ_в - плотность закачиваемого рабочего агента, кг/м³;

g - ускорение свободного падения, равное 9,81 м/с²;

ρ_акж - плотность антикоррозионной жидкости, кг/м³;

L - удлинение ствола скважины, м;

ΔР_нкт - потери давления при прохождении рабочего агента через колонну насосно-компрессорных труб, МПа;

0,9 - эмпирический коэффициент;

D_эк - внутренний диаметр эксплуатационной колонны скважины, м;

D_нкт - наружный диаметр колонны насосно-компрессорных труб, м,

а потери давления при прохождении рабочего агента через колонну насосно-компрессорных труб определяют по формуле (2):

где d_нкт - внутренний диаметр колонны насосно-компрессорных труб, м;

Н_нкт - длина колонны насосно-компрессорных труб, м;

К_ш - эквивалентная шероховатость внутренней поверхности колонны насосно-компрессорных труб, м;

Q - расход рабочего агента, закачиваемого по колонне насосно-компрессорных труб в скважину, м³/сут.

Признаками изобретения являются:

1. закачка рабочего агента;

2. замер устьевого давления;

3. замер давления в межтрубном пространстве;

4. определение параметров скважины;

5. замер расхода рабочего агента на устье скважины;

6. выбор в качестве измеряемого параметра объема антикоррозионной жидкости в межтрубном пространстве;

7. формула для расчета объема антикоррозионной жидкости в межтрубном пространстве.

Признаки 1-4 являются общими с прототипом, признаки 5-7 являются существенными отличительными признаками изобретения.

Сущность изобретения

Высокая коррозионная активность сточных нефтепромысловых вод, закачиваемых в нагнетательные скважины в качестве рабочего агента, вызвала необходимость защиты от коррозии эксплуатационных колонн скважин и колонн насосно-компрессорных труб при помощи антикоррозионной жидкости на основе пресной воды или товарной нефти. В процессе эксплуатации на части нагнетательных скважин из-за негерметичности эксплуатационных колонн, насосно-компрессорных труб, циклического проведения закачки рабочего агента, антикоррозионная жидкость вытесняется из межтрубного пространства скважин. В связи с этим необходим контроль сохранности антикоррозионной жидкости, закачанной в межтрубное пространство нагнетательных скважин, т.е. в пространство, ограниченное эксплуатационной колонной и колонной насосно-компрессорных труб. Отсутствие способа контроля наличия антикоррозионной жидкости в межтрубном пространстве скважины не позволяет оперативно принимать меры по дополнительной закачке антикоррозионной жидкости и устранять причины ее вытеснения из межтрубного пространства скважины.

Существующие способы определения параметров нагнетательной скважины сложны, требуют остановки или изменения режимов работы скважины. Предлагаемый способ позволяет проводить все определения без остановки или изменения режимов работы скважины. При этом за критерий оценки принят контроль сохранности антикоррозионной жидкости, закачанной в межтрубное пространство нагнетательной скважины.

Для этого выполняют расчет объема антикоррозионной жидкости, находящейся в данный момент в межтрубном пространстве нагнетательной скважины, по величине устьевого давления, давления в верхней части межтрубного пространства скважины и расхода закачиваемого в скважину рабочего агента.

Способ основан на том, что антикоррозионная жидкость и закачиваемый в скважину по колонне насосно-компрессорных труб рабочий агент имеют разную плотность. Межтрубное пространство скважины и внутренняя полость колонны насосно-компрессорных труб являются сообщающимися сосудами, поэтому значения давлений в верхней части межтрубного пространства и в верхней части колонны насосно-компрессорных труб отличаются друг от друга. Способ не пригоден для нагнетательных скважин, оборудованных пакерами, а также в случае, когда плотность антикоррозионной жидкости и рабочего агента одинаковы.

Для решения поставленной задачи на работающей скважине одновременно производят измерение величин устьевого давления, давления в верхней части межтрубного пространства скважины и расхода закачиваемого в скважину рабочего агента. По полученным в результате измерений величинам по формулам 1 и 2 рассчитывают объем антикоррозионной жидкости, находящейся в межтрубном пространстве скважины.

Пример конкретного выполнения

Эксплуатируют нагнетательную скважину. После закачки антикоррозионной жидкости в межтрубное пространство скважину пускают под закачку рабочего агента и производят замеры устьевого давления, давления в межтрубном пространстве и расхода закачиваемого рабочего агента. По результатам замеров при помощи разработанного метода рассчитывают объем антикоррозионной жидкости, находящийся в данный момент в скважине.

Скважина имеет следующие показатели: давление в верхней точке межтрубного пространства скважины Р₁=11,6 МПа; устьевое давление закачки Р_усть.=8,0 МПа; плотность закачиваемого рабочего агента ρ_в=1145 кг/м³; ускорение свободного падения g=9,81 м/с²; плотность антикоррозионной жидкости ρ_акж=871 кг/м³; удлинение ствола скважины L=66 м; эмпирический коэффициент = 0,9; внутренний диаметр колонны насосно-компрессорных труб d_нкт=0,05 м; длина колонны насосно-компрессорных труб Н_нкт=1660 м; эквивалентная шероховатость внутренней поверхности колонны насосно-компрессорных труб К_ш=0,005 10^-3 м; расход рабочего агента, закачиваемого по колонне насосно-компрессорных труб в скважину Q=168 м³/сут; внутренний диаметр эксплуатационной колонны скважины D_эк=0,1306 м; наружный диаметр колонны насосно-компрессорных труб D_нкт=0,06 м. Потери давления при прохождении рабочего агента через колонну насосно-компрессорных труб определяют по формуле (2):

Объем антикоррозионной жидкости в межтрубном пространстве рассчитывают по формуле (1)

В 2005 г. разработанный метод был испытан на нагнетательных скважинах №№1031, 786, 1014, 1196 НГДУ «Прикамнефть» ОАО «Татнефть» и на нагнетательной скважине №519 НГДУ «Ямашнефть» ОАО «Татнефть». Отличие фактически закачанного объема антикоррозионной жидкости и объема, рассчитанного по предложенному способу, составляет не более 10%.

Применение разработанного способа позволит проводить работы без остановки скважины и без изменения режима ее работы, получить значительный экономический эффект за счет увеличения срока службы колонны насосно-компрессорных труб, снижения количества нарушений герметичности эксплуатационных колонн скважин за счет своевременной дозакачки антикоррозионной жидкости.

Способ эксплуатации нагнетательной скважины, включающий закачку рабочего агента, замер устьевого давления и давления в межтрубном пространстве и определение параметров скважины, отличающийся тем, что дополнительно замеряют расход рабочего агента на устье скважины, в качестве измеряемого параметра выбирают объем антикоррозионной жидкости в межтрубном пространстве, который рассчитывают по формуле

где V_акж - объем антикоррозионной жидкости, находящейся в межтрубном пространстве скважины, м³;

Р₁ - давление в верхней точке межтрубного пространства скважины, МПа;

Р_усть - устьевое давление закачки, МПа;

ρ_в - плотность закачиваемого рабочего агента, кг/м³;

g - ускорение свободного падения, равное 9,81 м/с²;

ρ_акж - плотность антикоррозионной жидкости, кг/м³;

L - удлинение ствола скважины, м;

ΔР_нкт - потери давления при прохождении рабочего агента через колонну насосно-компрессорных труб, МПа;

0,9 - эмпирический коэффициент;

D_эк - внутренний диаметр эксплуатационной колонны скважины, м;

D_нкт - наружный диаметр колонны насосно-компрессорных труб, м,

а потери давления при прохождении рабочего агента через колонну насосно-компрессорных труб определяют по формуле

где d_нкт - внутренний диаметр колонны насосно-компрессорных труб, м;

Н_нкт - длина колонны насосно-компрессорных труб, м;

К_ш - эквивалентная шероховатость внутренней поверхности колонны насосно-компрессорных труб, м;

Q - расход рабочего агента, закачиваемого по колонне насосно-компрессорных труб в скважину, м³/сут.