Способ определения негерметичности эксплуатационной колонны нагнетательной скважины, оборудованной насосно- компрессорными трубами

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к области контроля разработки нефтяных и газовых месторождений, в частности к способам оценки герметичности эксплуатационной колонны нагнетательных скважин, оборудованных насосно-компрессорными трубами. Техническим результатом является создание способа, позволяющего получить достоверную информацию о негерметичности эксплуатационной колонны скважины. Для этого способ включает регистрацию расхода закачиваемой в скважину жидкости расходомером, спускаемым ниже воронки НКТ. При этом регистрацию расхода закачиваемой жидкости осуществляют одновременно и на устье скважины расходомером такой же конструкции, что и спускаемый в скважину, на отрезке трубы в линии нагнетания, находящейся в промежутке между насосным агрегатом и устьем скважины. По несоответствию расходов закачиваемой воды, регистрированных расходомерами, судят о негерметичности эксплуатационной колонны. В качестве расходомеров используют расходомеры электромагнитного действия, а диаметр отрезка трубы выбирают равным диаметру эксплуатационной колонны скважины. При этом в качестве закачиваемой жидкости в скважину выбирают электропроводную жидкость. 3 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к области контроля разработки нефтяных и газовых месторождений, в частности к способам оценки герметичности эксплуатационной колонны нагнетательных скважин, оборудованных насосно-компрессорными трубами (НКТ).

Известен способ определения герметичности эксплуатационной колонны методом термометрии [1].

Известный способ предусматривает измерения и регистрацию температуры при закачке и процессе перехода от режима закачки к режиму отбора жидкости с интервалом во времени и сопоставление полученных термограмм. В каждом выявленном интервале аномалии температуры проводят два дополнительных измерения, причем первое при квазистационарном распределении температуры в стволе в процессе закачки. После остановки скважины и прекращения закачки проводят второе измерение в течение времени не более 2,5 мин. О нарушении герметичности эксплуатационной колонны судят по форме аномалии при первом и втором измерениях или по отсутствию аномалии при первом и по наличию аномалии при втором измерениях.

Известный способ для своего осуществления требует больших затрат времени и труда, поскольку при этом необходимо останавливать работу скважины на длительный срок для восстановления температурного режима, в результате чего нарушения в стенках эксплуатационной колонны с приемистостью значительно меньшими в сравнении с зоной перфорации остаются не выявленными. Кроме того, наличие утечек в НКТ затрудняет получение однозначного заключения о герметичности эксплуатационной колонны.

Известен также способ определения заколонных перетоков в нефтегазовых скважинах, основанный на регистрации амплитуд шумов [2].

Сущность способа заключается в следующем.

В области частот 10-1000 Гц регистрируют амплитуду шумов в обсадной колонне в виде графиков шумового процесса сейсмоприемником вертикальных колебаний, закрепленным на устьевом фланце колонны.

Способ лишен недостатков, присущих методу термометрии. Однако из-за различного рода помех в виде шумов (транспортных средств, работы соседних скважин, заколонных перетоков и пропусков жидкости через арматурные элементы скважин) использовать его в оценке герметичности эксплуатационной колонны во многих случаях не представляется возможным.

Известен способ оценки герметичности эксплуатационной колонны нагнетательных скважин методом расходометрии [3,4] с помощью расходомеров РГД-4 или РГД-5 с вертушками, (см. описание с.227, 228 кн. Техника и технология определения параметров скважин и пластов. - М.: Недра 1989).

Сущность способа заключается в поинтервальном обследовании эксплуатационной колонны в процессе закачки воды в скважину. При этом равенство показаний расходомера в исследуемом интервале свидетельствует о герметичности колонны. А интервалы глубин, в которых происходит снижение показаний расходомера, свидетельствует о наличии мест поглощения закачиваемой жидкости, то есть мест негерметичности эксплуатационной колонны.

Недостатком рассматриваемого метода является то, что методом расходометрии однозначно можно выявить лишь нарушения, находящиеся в интервале от кровли интервала перфорации до воронки НКТ, т.е. ниже воронки НКТ. Кроме того, при спуске расходомера типа РГД в скважину или в процессе закачки жидкости накопленные на стенках эксплуатационной колонны или НКТ сгустки нефти или парафина, попадая на лопасти вертушки расходомера, существенно искажают результаты исследований.

Известен способ оценки герметичности эксплуатационной колонны нагнетательной скважины, оборудованной насосно-компрессорными трубами [5].

Сущность способа заключается в регистрации расхода закачиваемой жидкости двумя расходомерами. Один из расходомеров спущен в скважину ниже воронки НКТ, а другой установлен на линии закачки жидкости в затрубное пространство скважины. Расходомеры предварительно тарируют с помощью автономного насосного агрегата ЦА-320, причем закачивание осуществляют этим же насосным агрегатом. О герметичности эксплуатационной колонны судят по соответствию расходов закачиваемой жидкости, зарегистрированных расходомерами за одно и то же время.

Способ позволяет методом расходометрии оценить герметичность интервалов колонны, перекрытых НКТ. Однако из-за возможности попадания сгустков нефти, парафина, мусора на лопасти вертушки расходомера результаты измерений могут быть искажены. Кроме того, показания одного и того же расходомера будут различаться в колоннах с различным внутренним диаметром.

Задачей настоящего изобретения является создание способа, позволяющего получить достоверную информацию о негерметичности эксплуатационной колонны скважины.

Поставленная задача решается описываемым способом, включающим регистрацию расхода закачиваемой в скважину жидкости расходомером, спускаемым ниже воронки НКТ.

Новым является то, что в качестве расходомера используют расходомеры электромагнитного действия, при этом регистрацию расхода закачиваемой жидкости осуществляют одновременно и на устье скважины расходомером такой же конструкции, что и спускаемый в скважину, на отрезке линии нагнетания, находящейся в промежутке между насосным агрегатом и устьем скважины, причем диаметр отрезка трубы с размещенным расходомером выбирают равным диаметру эксплуатационной колонны скважины, при этом в качестве закачиваемой жидкости в скважину для исследований выбирают электропроводную жидкость, а по несоответствию расхода закачиваемой воды, регистрированной расходомерами, судят о негерметичности эксплуатационной колонны.

Предварительные патентные исследования на "новизну" и "изобретательский уровень" предложения проводились по патентному фонду института "ТатНИПИнефть". Отсутствие аналогичных технических решений с такой совокупностью существенных отличий позволяет сделать заключение о соответствии заявляемого объекта критерию "новизна" и "изобретательский уровень".

Приведенные чертежи поясняют суть изобретения, где на фиг. 1 изображена скважина с устьевой арматурой, оборудованная насосно-компрессорными трубами (НКТ) и электромагнитными расходомерами, один из которых спущен на геофизическом кабеле в скважину, а другой - помещен в отрезке трубы с диаметром, равным диаметру эксплуатационной колонны, и установлен в промежутке линии нагнетания между насосным агрегатом и устьевой арматурой.

На фиг. 2 - вид на I электромагнитный расходомер с электронным блоком в частичном продольном разрезе.

На фиг. 3 - вид на II схематическое изображение электронного блока.

В способе используемый электромагнитный расходомер содержит корпус 1 (см. фиг. 2), внутри которого размещены электромагниты 2 и 3 с обмотками 4 и 5 возбуждения, электроды 6 и 7 магнитопроницаемого экрана 8, изготовленного, например, из капролона, а также электронного блока 9 (см. фиг. 2 и 3).

Электромагнитные расходомеры обладают следующими преимуществами по сравнению с традиционными, а именно: независимость показаний от вязкости и плотности измеряемого расхода жидкости, возможность применения в трубах любого диаметра, отсутствие потерь давления, линейность шкалы, высокое быстродействие, возможность измерения агрессивных, абразивных и вязких жидкостей, а также отсутствие в них движущихся или вращающихся частей.

Способ осуществляют в следующей последовательности.

Сначала электромагнитные расходомеры (ЭМР) 10 и 11 тарируют с помощью автономного насосного агрегата, например, цементировочного ЦА-320М, с учетом приемистости нагнетательной скважины, подлежащей исследованию (насосный агрегат на фиг. не изображен), затем один из расходомеров 10 на геофизическом кабеле 12 спускают в скважину 13 через НКТ 14 и устанавливают его примерно на 2-3 м ниже воронки 15, а другой ЭМР 11 такой же конструкции вмонтируют в нагнетательную линию 16 насосного агрегата, находящегося в промежутке между последним и устьем скважины в отрезке трубы 17 с диаметром, равным диаметру скважины, т.е. эксплуатационной колонны (см. фиг. 1). Далее к трубному или затрубному пространству скважины подключают нагнетательную линию 16 насосного агрегата и запускают его в работу. Нагнетание жидкости продолжают до установления рабочего режима работы, о чем судят по стабилизации режима работы ЭМР-ов. Затем одновременно каждым ЭМР-ом регистрируют расход закачиваемой электропроводной жидкости в течение 5-10 минут. За указанный период времени закачивается 0,5-1 ³ жидкости.

В качестве такой жидкости можно использовать минерализованную воду.

При взаимодействии электромагнитного поля с движущейся жидкостью в ней наводится электродвижущая сила - ЭДС электромагнитной индукции, амплитуда которой пропорциональна скорости движения жидкости и току в обмотках возбуждения OВ1 и ОВ2, что обеспечивается наличием в составе корпуса 1 магнитопроницаемого экрана 8. ЭДС снимается электродами Э1 и Э2, усиливается дифференциальным усилителем УM1 и поступает в схему аналого-цифрового преобразователя - АЦП, где она преобразуется в код, воспринимаемый процессором, входящим в состав контроллера. После предварительной обработки процессор вырабатывает на выходе сигнал в виде последовательного кода. Этот сигнал подается на усилитель мощности УМ2 и через жилу кабеля 12 воспринимается наземной аппаратурой, например "ГЕКТОРом".

Процессор скважинного прибора вырабатывает также напряжение возбуждения магнитного поля, которое через возбудитель тока поступает на обмотки возбудителя OВ1 и ОВ2.

Выходные сигналы ЭМР10 и ЭМР11 от "ГЕКТОРа" передаются на ЭВМ, программное оснащение которой обеспечивает формирование диаграммы, регистрирующей показание ЭМРов. При наличии разности в показаниях эксплуатационная колонна считается негерметичной.

По результатам исследований, если эксплуатационная колонна окажется негерметичной, бригада капитального ремонта скважин с помощью геофизической партии уточняет место повреждения ее и производит далее ремонтные работы.

Технико-экономическое преимущество предложения заключается в следующем.

Способ обеспечивает точность определения негерметичности эксплуатационной колонны. Ускоряет проведение исследований независимо от глубины скважины и находящегося там вида жидкости. На дату подачи заявки способ испытан на нефтяных промыслах НГДУ "Альметьевнефть", результаты положительные.

Источники информации 1. Патент РФ 2121572, 6 Е 21 В 47/00, БИ 31, 98. Способ исследования нагнетательных скважин.

2. Патент по заявке 94041117, 6 Е 21 В 47/00, опубл. БИ 28, 96.

3. Кн. Спутник нефтепромыслового геолога. Cправочник под ред. И.П. Чаловского. - М.: Недра, 1989.

4. Кн. Техника и технология определения параметров скважин и пластов. - М.: Недра, 1989.

5. RU 2168622 C1, кл. Е 21 В 47/00, 47/10, опубл. 10.06.2001, 5 с. Способ оценки герметичности эксплуатационной колонны нагнетательной скважины, оборудованной насосно-компрессорными трубами (варианты).

Формула изобретения

Способ определения негерметичности эксплуатационной колонны нагнетательной скважины, оборудованной насосно-компрессорными трубами (НКТ), включающий регистрацию расхода закачиваемой в скважину жидкости расходомером, спускаемым ниже воронки НКТ, при этом регистрацию расхода закачиваемой жидкости осуществляют одновременно и на устье скважины расходомером такой же конструкции, что и спускаемый в скважину, на отрезке трубы в линии нагнетания, находящейся в промежутке между насосным агрегатом и устьем скважины, и по несоответствию расходов закачиваемой воды, регистрированных расходомерами, судят о негерметичности эксплуатационной колонны, отличающийся тем, что в качестве расходомеров используют расходомеры электромагнитного действия, а диаметр отрезка трубы выбирают равным диаметру эксплуатационной колонны скважины, при этом в качестве закачиваемой жидкости в скважину выбирают электропроводную жидкость.

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2, Рисунок 3