Способ опрессовки эксплуатационной колонны скважины на приток жидкости

Способ опрессовки эксплуатационной колонны скважины на приток жидкости

Реферат

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.

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.