Способ контроля герметичности эксплуатационной колонны нагнетательной скважины

 

Изобретение относится к области нефтедобычи, а именно к способам контроля герметичности эксплуатационной колонны нагнетательной скважины. Сущность изобретения заключается в том, что 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 K₁ и К₂. Эксплуатационная колонна не герметична, если К₂>K₁, при условии, что после определения K₁ в этой скважине не проводились работы по увеличению проницаемости пласта. Изобретение позволяет оперативно вести контроль герметичности эксплуатационной колонны в нагнетательных скважинах. 1 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам контроля технического состояния эксплуатационной колонны нагнетательных скважин с целью определения его герметичности.

Известны способы контроля технического состояния эксплуатационной колонны нагнетательных скважин, а именно на герметичность методами расходомера и термометрии [1 и 2].

Однако известные способы неоперативны. Осуществление их связано с остановкой скважины и требует больших затрат времени. При этом необходимость глушения скважины требует вызова бригады капитального ремонта скважины и спускоподъемных операций, что приводит к удорожанию исследований. Из-за дороговизны проводимых исследований зачастую такого рода работы проводятся в недостаточном объеме, что чревато отрицательными последствиями, а именно засолонением верхних питьевых вод из-за негерметичности эксплуатационной колонны.

Известен также способ испытания обсадной колонны на герметичность [3], включающий закачку рабочего агента, опрессовку колонны внутренним давлением и, после изменения давления, заполнение дополнительно колонны рабочим агентом до восстановления первоначального давления, тогда по количеству закачиваемого агента судят о герметичности.

Недостатком способа является трудоемкость проводимых работ, связанных с продолжительным простоем скважин.

Известен также способ определения повреждений эксплуатационной колонны в скважине [4], включающий закачку в пространство между обсадной и рабочей колоннами несмешивающейся с водой жидкости с удельным весом меньше единицы, когда продавливают ее воздухом на глубину спуска обсадной колонны, затем стравливают воздух и обратной циркуляцией извлекают жидкость на поверхность, а о повреждении колонны судят по уменьшению объема жидкости.

Его недостатком является опасность возникновения взрывоопасных ситуаций из-за образования взрывоопасной смеси кислорода воздуха с газом скважины.

Известен также способ "Способ определения места повреждения технологических колонн скважин" [5], включающий закачку в затрубное пространство жидкости, нерастворимой в воде и имеющей плотность меньше плотности воды, с последующим замером установившегося избыточного давления на устье скважины в трубном и затрубном пространствах, а глубину места повреждения определяют, исходя из следующего соотношения: H = 10(P₁-P₂)/(γ₁-γ₂), при этом в случае снижения избыточного давления до нуля замеряют статистические уровни жидкости в трубном и затрубных пространствах скважины, а глубину места повреждения определяют, исходя из следующего соотношения: H = (H₁γ₁-H₂γ₂)/(γ₁-γ₂), где H₁ - глубина статистического уровня воды в затрубном пространстве, м; Н₂ - глубина статистического уровня жидкости, закачанной в затрубное пространство, м; Р₁ - установившееся давление на устье, в затрубном пространстве, кг/м²; Р₂ - установившееся давление на устье, в затрубном пространстве, после закачки жидкости в затрубное пространство, кг/м²; γ₁ - плотность воды в трубном пространстве, кг/м³; γ₂ - плотность жидкости, закачанной в затрубное пространство, кг/м³;
Н - глубина нарушения колонны, м.

Его недостатками являются большие затраты времени, связанные с остановкой работы скважины, подготовка рабочей жидкости, а также трудоемкость определения негерметичности технологической колонны, задалживание техники.

Известен также способ контроля герметичности эксплуатационной колонны нагнетательной скважины [6], включающий изменение режима работы скважины путем закрытия задвижки на ее устье, а также осуществление на устье фиксации изменения давления.

Недостатком способа являются большие затраты времени на исследование, связанные с полным закрытием задвижки на устье. Кроме того, полное закрытие задвижки вызывает ряд трудностей при необходимости возобновления закачки, особенно в зимнее время года из-за замерзания устьевой арматуры с находящейся там жидкостью.

Задачей настоящего изобретения является устранение перечисленных недостатков.

Поставленная задача решается описываемым способом, включающим изменение режима работы скважины и фиксацию изменения давления на ее устье.

Новым является то, что изменение режима работы скважины осуществляют прикрытием задвижки на устье скважины с уменьшением при этом расхода рабочей жидкости до 30-80% от первоначального. Учитывая, что в прототипе [6] определен интервал уменьшения расхода закачиваемой жидкости до 50-70% от начального, фактическое расширение интервала изменения расхода по предлагаемому изобретению составит 30-49% и 71-80%. Изменение давления фиксируют в промежутке времени с момента изменения режима работы скважины, в процессе которого наблюдается максимальный темп падения давления до его стабилизации, после чего определяют коэффициент К₁ кривой падения давления из соотношения:
K₁ = ΔP₁/Δt₁,
где ΔP₁ - изменение давления в промежутке времени от начала максимального темпа падения давления до его стабилизации, МПа;
Δt₁ - время, в течение которого фиксировалось изменение давления, мин.

И аналогично определяют коэффициент К₂ кривой падения давления частотой не менее один раз год, при этом, если К₂=К₁, то эксплуатационная колонна герметична, и она не герметична, если К₂>К₁ при условии, что после определения К₁ в этой скважине не проводились работы по увеличению проницаемости пласта. При К₂>К₁ скважину дополнительно исследуют с использованием геофизических приборов для уточнения характера и места негерметичности эксплуатационной колонны.

Патентные исследования на новизну проводились ретроспективностью в 29 лет по патентному фонду института ТатНИПИнефть. Результаты исследований показали, что способы, аналогичные заявляемому объекту, охарактеризованному совокупностью существенных отличий, приведенных выше, не обнаружены. Следовательно, можно полагать, что заявляемый способ соответствует критерию "новизна" и "изобретательский уровень", а его промышленная применимость описана в технологии его осуществления.

Приведенный чертеж поясняет суть способа, где графически изображены кривые падения давления на осях координат, полученные в разное время.

Способ осуществляют в следующей последовательности.

На скважине, находящейся в эксплуатации, устьевыми приборами замеряют расход нагнетаемой рабочей жидкости и текущее устьевое давление. Затем прикрытием задвижки на устье изменяют режим работы, при котором расход рабочей жидкости уменьшают до 30-80% от первоначального, что контролируется устьевым расходомером. При этом установленный расход жидкости заносят в журнал измерений. В промежутке времени с момента изменения режима работы этой скважины, в процессе которого наблюдается максимальный темп падения давления до его стабилизации, фиксируют изменение давления во времени, т.е. через каждые определенные промежутки времени давление фиксируют по техническому или электронному манометру. Как показывают практические исследования на промыслах, максимальный темп падения давления до его стабилизации обычно составляет примерно 1,5 ч и, далее по полученным данным, занесенным в таблицу для наглядности сравнения, строят кривую темпа падения давления, кривая 1 на чертеже. Далее определяют коэффициент ₁ кривой падения давления из соотношения:
K₁ = ΔP₁/Δt₁;
где ΔP₁ - изменение давления в промежутке времени Δt₁ с момента изменения режима работы скважины, в процессе которого наблюдается максимальный темп падения давления до его стабилизации, МПа;
Δt₁ - время, в течение которого фиксировалось изменение давления, мин.

Аналогично определяют коэффициент К₂ кривой падения давления частотой не менее, чем один раз в год (см. кривую 2 на рисунке). При этом до начала измерений прикрытием задвижки устанавливают расход жидкости - Q, замеренный при определении коэффициента К₁.

Полученные данные коэффициента кривой падения давления затем сопоставляют с предыдущими данными исследований. При этом если К₂=К₁, то делают вывод о герметичности эксплуатационной колонны, и если К₂>К₁, то эксплуатационная колонна не герметична, при условии, если в скважине не проводились работы по увеличению проницаемости призабойной зоны пласта (см. кривую падения давления 3).

При обнаружении негерметичности эксплуатационной колонны, т. е. при К₂>>К₁ для уточнения места и характера негерметичности колонны привлекают бригаду капитального ремонта скважины и геофизическую партию, после чего выявляют место нарушения в эксплуатационной колонне и устраняют негерметичность.

В зимнее время полное закрытие устьевой задвижки может привести к замерзанию закачиваемой жидкости и разрушению арматуры. Поэтому исследование производят с перекрытием, а не полным закрытием устьевой задвижки. Кроме того, в большинстве скважин из-за коррозии задвижек достичь полного перекрытия задвижки не удается.

Использование изобретения позволяет оперативно вести контроль за состоянием эксплуатационной колонны в нагнетательных скважинах, с минимальной потерей времени, без привлечения техники и рабочей бригады. Это позволяет обеспечивать оперативный контроль всех нагнетательных скважин и своевременно проводить ремонтные работы по устранению негерметичности колонны, что в конечном итоге приведет к сохранению и оздоровлению экологической обстановки.

Источники информации
1. В.М. Добрынин. Интерпретация результатов геофизических исследований. М.: Недра, 1988 г.

2. Спутник нефтепромыслового геолога. М.: Недра, 1989 г., стр. 246.

3. А.с. СССР 829867, Е 21 В 43/00.

4. А.с. СССР 1218080, Е 21 В 43/00, БИ 10, 1986 г.

5. Патент РФ 2094608, Е 21 В 47/00, БИ 30, 1997 г.

6. Патент РФ 2165016, Е 21 В 47/00, 2001 г. (прототип).

Формула изобретения

Способ контроля герметичности эксплуатационной колонны нагнетательной скважины, включающий изменение режима работы скважины и фиксацию изменения давления на устье скважины, при этом изменением режима работы скважины расход рабочей жидкости уменьшают до 70-50% 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, после чего определяют коэффициент К₁ кривой падения давления из соотношения:
K₁ = ΔP₁/Δt₁,
где ΔP₁ - изменение давления в промежутке времени Δt₁ с момента изменения режима работы скважины, в процессе которого наблюдается максимальный темп падения давления до его стабилизации, МПа;
Δt₁ - время, в течение которого фиксировалось изменение давления, мин;
и аналогично определяют коэффициент К₂ кривой падения давления частотой не менее, чем один раз в год, при этом эксплуатационная колонна не герметична, если ₂>K₁, при условии, что после определения К₁, в этой скважине не проводились работы по увеличению проницаемости пласта, отличающийся тем, что расход рабочей жидкости уменьшают до 30-49% и 71-80% от первоначального.

РИСУНКИ

Рисунок 1