Способ опрессовки и исследования нефтяных и газовых скважин

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано для опрессовки и исследования скважин, а также при капитальном и текущем ремонте скважин. Способ опрессовки и исследования нефтяных и газовых скважин включает спуск в скважину прибора, посадку над кровлей пласта, замер давления в подпакерной зоне, запись показателей в режиме реального времени. Создают испытательное давление с устья и определяют герметичность колонны. Единовременно производят дополнительный замер давлений, динамики изменения температуры и расходов скважинной жидкости в надпакерной зоне посредством установки датчиков давления и термокондуктивного индикатора в надпакерной зоне, а расходомера на устье скважины. Осуществляют последующее сопоставление и расчет полученных показателей. При этом при наличии стабильных показателей судят об отсутствии нарушений в скважине, при получении нестабильных показателей судят о нарушениях в над- и подпакерных зонах пласта и скважины. Производят распакеровку и посадку прибора в другой интервал скважины с последующим замером данных. Техническим результатом является повышение разрешающей способности при одновременном сокращении времени исследования скважины, повышение точности определения герметичности колонны и интервалов имеющихся нарушений, исключение аварийных ситуаций. 1 з.п. ф-лы, 7 ил.

 

Заявленное техническое решение относится к нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано для опрессовки и исследования скважин, а также при капитальном и текущем ремонте скважин.

Известен способ опрессовки и исследования нефтяных и газовых пластов, включающий спуск в скважину прибора, посадку над кровлей пласта, замер давления в подпакерпой зоне, запись показателей в режиме реального времени, создание испытательного давления с устья и определение герметичности колонны, который осуществляется посредством универсального пакера для опрессовки и исследования колонн (патент РФ № 2268988, МПК Е21В 33/12, Е21В 47/00, опубл. 2006.01.27).

Недостатком данного способа является низкая разрешающая способность обнаружения нарушений с малой приемистостью (менее 400 л/час), высокая трудоемкость способа (большие материальные и временные затраты), резкие перепады давления, приводящие к аварийным ситуациям (обрыв кабеля), невозможность однозначно идентифицировать при одном замере вид нарушения.

Задачей заявленного технического решения является создание способа, обеспечивающего опрессовку и исследование скважин и пластов, выявляющего и идентифицирующего нарушения в скважинах и пластах за один спуск прибора.

Поставленная задача достигается за счет того, что в способе опрессовки и исследования нефтяных и газовых скважин, включающем спуск в скважину прибора, посадку над кровлей пласта, замер давления в подпакерной зоне, запись показателей в режиме реального времени, создание испытательного давления с устья и определение герметичности колонны, новым является то, что единовременно производят дополнительный замер давлений, динамики изменения температуры и расходов скважинной жидкости в надпакерной зоне посредством установки датчиков давления и термокондуктивного индикатора в надпакерной зоне, а расходомера на устье скважины, осуществляют последующее сопоставление и расчет полученных показателей, при этом при наличии стабильных показателей судят об отсутствии нарушений в скважине, при получении нестабильных показателей судят о нарушениях в над- и подпакерных зонах пласта и скважины, производят распакеровку и посадку прибора в другой интервал скважины с последующим замером данных.

Замер давлений скважинной жидкости в над- и подпакерных зонах и расходов скважинной жидкости в надпакерных зонах в скважинах с поглощающими пластами или с низкими пластовыми давлениями при разнице давлений в указанных полостях в 3-5 атмосфер осуществляют после выравнивания давлений, при разнице давлений в указанных полостях более 3-5 атмосфер производят плавное стравливание давления, при выравнивании показаний давления в указанных полостях производят срыв пакера.

Способ осуществляется посредством прибора для опрессовки и исследования скважин (ПОИС-К) (заявка РФ № 2006141929). Заявленное техническое решение характеризуется фиг.1-7. На фиг.1 представлен прибор для опрессовки и исследования скважин. На фиг.2 приведен пример нарушений над пакером (два нарушения). На фиг.3 приведен пример нарушений над пакером и в пакере. На фиг.4 приведен пример нарушений в пакере (два нарушения). На фиг.5 приведен пример нарушений под пакером (два нарушения). На фиг.6 представлена сводная диаграмма № 1 обнаружения нарушений в скважине.

На фиг.7 представлена сводная диаграмма № 2 исследования скважины. Прибор для опрессовки и исследования скважин (см. фиг.1) состоит из полого корпуса 1, в котором расположены датчик давления 2, измеряющий гидростатическое давление над прибором, датчик температуры 3, датчик термокондуктивного индикатора 4, датчик локатора муфт 5, электромеханического пакера 6, имеющего электродвигатель 7, редуктор 8, гайка 9 и винт 10, образующие винтовую пару для превращения вращательного момента электродвигателя 7 в осевую силу, центрального штока 11 соединенного с винтом 10 в верхней части, а в нижней части соединенного с толкателем 12, перегородки 13 с уплотнительными кольцами 14 и непосредственно пакером 15, имеющего конус 16 с подвижно расположенными плашками 17, неподвижным 18 и подвижным 19 фланцами, резиновой манжеты 20, расположенной на неподвижном патрубке 21, подвижную втулку 22, седло 23 и уплотнительные кольца 24, расположенные на центральном штоке 11, образующие управляемый клапан, аварийной шайбы 25, гайки 26, датчика давления 27 расположенного в центральном штоке 11 и через канал 28 сообщенного с подпакерным пространством, блока обработки и выдачи результатов исследования 29, расположенного на геофизическом подъемнике 30, кабель-каната 31, и блока обработки с пультом выдачи результатов 29 и пультом управления 32, расходомера жидкости 33 и датчика давления 34, расположенных на устье от линии заполнения скважины жидкостью 35, устьевого герметизатора кабель-каната 36.

Способ осуществляют следующим образом.

Прибор для опрессовки и исследования скважин спускается в скважину на кабель-канате 31, при этом через блок обработки и выдачи информации запускается в работу датчик давления 2, датчик температуры 3, датчик термокондуктивного индикатора 4, датчик локатора муфт 5. Поступившаяся информация с датчиков записывается в блок обработки и выдачи результатов исследования 29 и показывается на мониторе компьютера в реальном времени.

Прибор спускается до кровли пласта и пакер 15 сажается к колонне и полость скважины разделяется на две части - верхняя I и нижняя II (см. фиг.2).

Для этого с пульта управления 32 подается на электродвигатель 7 ток прямой полярности, он передает крутящий момент через редуктор 8 на гайку 9, винт 10 перемещается вверх, вместе с ним перемещаются вверх центральный шток 11 и толкатель 12, в свою очередь, толкатель 12 перемещает вверх плашки 17 по конусу 16 в вертикальном и горизонтальном направлениях которые закрепляются к стенке колонны, далее корпус 1 перемещается вниз, подвижный фланец сжимает резиновую манжету 20, т.к. подвижная втулка 22 садится на неподвижный патрубок 21. Резиновая манжета 20 деформируется в поперечном направлении сечения и перекрывает ствол скважины, при этом уплотнительные кольца 24 заходят в седло 23 и герметично закрывают подвижное соединение центрального штока 11, образуя клапан. Таким образом, пакер 15 плотно герметизирует верхнюю полость I от нижней полости II.

После закрепления пакера 15 к колонне снимаются показания со всех датчиков на блок обработки и выдачи результатов исследования 29. С устья с помощью агрегата ЦА-320 скважина заполняется жидкостью, устьевой герметизатор 36 плотно прижимает кабель-канат 31 и создается давление в полости I - Р_опр.

Величина давления в полости I контролируется датчиком давления на устье 34, расход жидкости контролируется расходомером жидкости 33.

Если колонна не герметична, то давление в полости I будет падать, т.к. через нарушения в колонне жидкость уходит за колонну, что покажет датчик (см. фиг.6, участок a₁-в₁) давления 34, расходомер жидкости 33 покажет, какое количество жидкости Q₁ уходит через имеющееся нарушение (см. фиг.6, участок d₁-d₂ - линия расхода жидкости на устье). Датчик давления 27, расположенный в центральном штоке 11, покажет давление под пакером, т.е. в полости II (фиг.6, участок P₁-P₂ - линия гидростатического давления под пакером), если пакер 6 посажен герметично, то давление под пакером будет постоянно, линия гидростатического давления под пакером горизонтальна, если пакер посажен не герметично, то на диаграмме будет наклонная линия гидростатического давления под пакером на участке P₁-P₂.

Для обнаружения (поиска) интервала нарушения пакер срывается с колонны, для этого с пульта управления 32 подается электрический ток обратной полярности на электродвигатель 7, все детали электромеханического пакера 6 начинают работать в обратном направлении. Пакерная резина 20 восстанавливает первоначальную форму, плашки 17 отходят от стенок колонны, электромеханический пакер срывается с колонны и сажается выше на h₂. На диаграмме № 1 (см. фиг.6) видны показания всех датчиков

Когда нарушение оказывается в зоне регистрации, т.е. между пакером 15 и датчиками 2, 3, 4, 5, где расстояние 1,5 метра, при создании давления в полости I датчики температуры 3, термокондуктивного индикатора 4 показывают динамику изменения температуры, а расходомер жидкости 33 на устье показывает количество поглощаемой жидкости Q₂, а манометр 34 показывает падение давления в полости I, на участке а₂-в₂ диаграммы № 1 (фиг.6) показан интервал нарушения h₂. Для определения границы нарушения пакер снова срывается и сажается выше (см. фиг.4), в интервале h₃, снова, создавая давление в полости I с помощью агрегата ЦА-320, уточняют интервалы нарушений, когда второе нарушение попадает в зону регистрации (см. фиг.6, диаграмма №1, участок а₃-в₃).

Расходомер жидкости 33 на устье показывает количество поглощаемой жидкости Q₃ через нарушение 2, что оно намного меньше, чем в предыдущем интервале h₂, что подтверждает наличие первого нарушения.

Q₁-Q₂-Q₃+Q'₁;

Q₁'=Q₁-Q₃;

где Q'₁ - количество поглощаемой жидкости через I нарушение.

Также скорость падения давления меньше в интервале h₃ (см. фиг.6), датчики 2, 3, 4 подтверждают это нарушение. Таким образом, спрессовывая поинтервально по всей высоте скважины, определяются все имеющиеся нарушения. Степень точности обнаружения интервала нарушения составляет ±0,75 м, т.к. расстояние между пакером 15 и датчиками, являющимся зоной регистрации нарушения, 1,5 м.

Диаграмма № 2 (см. фиг.7) показывает работу прибора в скважинах с поглощающими пластами или с низкими пластовыми давлениями, где невозможно исследовать скважину ранее используемыми техническими средствами (1) и (2).

В таких скважинах вначале спускается прибор, пакер 15 сажается на колонну, только после этого производится заполнение скважины жидкостью (полость I), технология исследования и опрессовка остается прежней (см. фиг.2, фиг.3, фиг.4, фиг.5). Процесс срыва пакера производится следующим образом.

Прежде чем открыть регулируемый клапан сравниваются показания датчиков давления над пакером 2 и под пакером 27, если разница в 3-5 атмосфер, то регулирующий клапан можно открыть до конца, тем самым через него происходит выравнивание давления в полостях I и II и после производится срыв пакера. А если разница намного больше, чем 3-5 атмосфер, то в начале приоткрывается регулирующий клапан, при этом необходимо следить за снижением давления в полости I по датчику давления 2 и ждать выравнивания показаний с датчиком давления 27, расположенным под пакером. После выравнивания давления в полостях I и II производится срыв пакера, что исключает обрыв кабель-каната 31.

Для уточнения вида нарушений, например, при необходимости локализации нарушений с малой приемистостью, возникает необходимость проведения дополнительных исследований посредством применения других приборов, эти операции связаны с дополнительными подготовительными работами на скважине и приводят к значительному удорожанию работ (часовая стоимость работы бригады из трех человек обходится около в 2700 руб., таким образом, повторное исследование скважины в сутки при трехсменной работе обходится около 2700 руб.*24=64800 руб.).

Заявленный способ обладает следующими преимуществами по сравнению с ближайшим аналогом:

- обладает высокой разрешающей способностью обнаруживать нарушения с малой приемистостью (менее 400 л/час), в том числе и за счет применения в верхней части устройства известного скважинного термокондуктивного индикатора;

- не требует больших затрат на подготовку скважины и ее многократные исследования;

- позволяет контролировать нарушения в скважине за одно опускание прибора;

- исключает аварийные ситуации, например обрыв кабеля (при давлении в пласте 60-80 атм под пакером, а над пакером 100 атм) при работе в скважине на больших глубинах с низким пластовым давлением за счет контролирования снижения перепада давления над и под пакером посредством блока обработки и выдачи результатов исследования в реальном времени, и проведения ряда дополнительных замеров, снятия показаний датчиков, в том числе и дополнительных датчиков термокондуктивного индикатора и давления, расположенного над пакером;

- обеспечивает возможность однозначной идентифицикации видов нарушений при одном замере, например:

а) неплотной пакеровке прибора в скважине при попадании прибора на стык труб, на негерметичный участок,

в) при попадании пакера на участок с какими-либо загрязнениями,

г) небольшой разгерметизации скважины, находящейся выше пакера.

1. Способ опрессовки и исследования нефтяных и газовых скважин, включающий спуск в скважину прибора, посадку над кровлей пласта, замер давления в подпакерной зоне, запись показателей в режиме реального времени, создание испытательного давления с устья и определение герметичности колонны, отличающийся тем, что единовременно производят дополнительный замер давлений, динамики изменения температуры и расходов скважинной жидкости в надпакерной зоне посредством установки датчиков давления и термокондуктивного индикатора в надпакерной зоне, а расходомера на устье скважины, осуществляют последующее сопоставление и расчет полученных показателей, при этом при наличии стабильных показателей судят об отсутствии нарушений в скважине, при получении нестабильных показателей судят о нарушениях в над- и подпакерных зонах пласта и скважины, производят распакеровку и посадку прибора в другой интервал скважины с последующим замером данных.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что замер давлений скважинной жидкости в над- и подпакерных зонах и расходов скважинной жидкости в надпакерных зонах в скважинах с поглощающими пластами или с низкими пластовыми давлениями при разнице давлений в указанных полостях в 3-5 атм осуществляют после выравнивания давлений, при разнице давлений в указанных полостях более 3-5 атм производят плавное стравливание давления, при выравнивании показаний давления в указанных полостях производят срыв пакера.