Способ контроля герметичности нагнетательной скважины



Способ контроля герметичности нагнетательной скважины
Способ контроля герметичности нагнетательной скважины
Способ контроля герметичности нагнетательной скважины
Способ контроля герметичности нагнетательной скважины
Способ контроля герметичности нагнетательной скважины

 


Владельцы патента RU 2551038:

Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина (RU)

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способу контроля герметичности обсаженной нагнетательной скважины. Техническим результатом является сокращение количества исследований на герметичность системы на скважинах, эксплуатируемых по технологии одновременно-раздельная закачка (ОРЗ). Способ включает: определение фактического перепада давления на пакере ΔΡп_ф=Pу1-Pтр1у2тр2-Pпогр1погр2, где Ру1 и Ру2 - замеренное устьевое давление закачки в верхний и нижний пласты соответственно, Ρтр1 и Ртр2 - потери давления на трение при движении воды по короткой и длинной колоннам соответственно, Рпогр1 и Рпогр2 - значения абсолютной погрешности измерений техническим манометром по короткой и длинной колоннам соответственно, атм. При этом за критерий оценки герметичности принимают заранее заданную критическую величину перепада давления ΔΡп_кр. О герметичности системы судят, сравнивая фактический перепад давления на пакере ΔΡп_ф и заранее заданную критическую величину перепада давления, при |ΔΡп_ф|>|ΔΡп_кр| - система герметична. Способ контроля герметичности нагнетательной скважины включает этапы, на которых: регистрируют изменение давления в скважинном пространстве, перекрытом пакером, путем замера давления на устье на входе в колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) в верхнем и нижнем пластах соответственно. Проводят анализ полученных данных и определяют герметичность. При этом предварительно замеряют текущий расход воды по водоводу Qт. О герметичности судят при выполнении следующего условия:, где ΔΡу_т и Qт - соответственно замеренные текущий устьевой перепад давления и текущий расход воды по водоводу; ΔPу_n и Qn - соответственно фактический перепад давления и общий расход воды по водоводу, если условие выполняется, скважина герметична. 3 н. и 13 з.п. ф-лы, 2 табл., 2 ил.

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может найти применение при контроле герметичности обсаженных нагнетательных скважин, оборудованных колонной насосно-компрессорных труб и пакером.

Известен способ исследования на герметичность эксплуатационной колонны нагнетательной скважины (патент РФ №2225506, МПК Е21В 47/00, опубл. 10.03.2004), включающий спуск в скважину пакера на кабель-канате, приводящегося в рабочее положение с помощью электрического двигателя, перекрытие ствола скважины пакером, создание давления над пакером путем нагнетания жидкости в скважину, регистрацию изменения давления одновременно над и под пакером с помощью манометров, по соответствию или несоответствию изменений показателей которых судят о негерметичности пакера или эксплуатационной колонны, и поднятие пакера на поверхность, отличающийся тем, что пакер спускают на заданную глубину через трубное пространство насосно-компрессорных труб и при герметичности эксплуатационной колонны только пакер поднимают на поверхность, а при негерметичности эксплуатационной колонны поднимают на поверхность также насосно-компрессорные трубы.

Известен способ контроля герметичности эксплуатационной колонны нагнетательной скважины (патент РФ №2214508, МПК Е21В 47/00, Е21В 17/00, опубл. 20.10.2003), 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 K1 кривой падения давления из соотношения: Κ1=ΔΡ1/Δt1, где ΔΡ1 - 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 K2 кривой падения давления частотой не менее чем один раз в год, при этом эксплуатационная колонна не герметична, если K2>K1, при условии, что после определения K1 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.

Известен способ контроля герметичности эксплуатационной колонны нагнетательной скважины (патент РФ №2165016, МПК Е21В 47/00, опубл. 10.04.2001), включающий изменение режима работы скважины и фиксацию изменения давления на устье скважины, отличающийся тем, что изменение режима работы скважины осуществляют прикрытием задвижки на устье скважины с уменьшением при этом расхода рабочей жидкости на 30-50% 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 падения давления из соотношения K 1 = Δ P 1 Δ t 1 , где ΔP1 - изменение давления в промежутке времени от начала максимального темпа падения до его стабилизации, МПа; Δt1 - время, в течение которого фиксировалось изменение давления, мин, и аналогично определяют коэффициент K2 кривой падения давления частотой не менее чем один раз в год, при этом, если K2≈K1, то эксплуатационная колонна герметична, и она не герметична, если K2>K1, при условии, что после определения K1 в этой скважине не проводились работы по увеличению проницаемости пласта.

Известен способ контроля герметичности нагнетательной скважины (патент РФ №2246613. МПК Е21В 47/00, опубл. 20.02.2005), ближайший по технической сущности и принятый за прототип, включающий остановку скважины, регистрацию изменения давления в межтрубном пространстве, перекрытом пакером, и в скважинном пространстве и определение герметичности межтрубного пространства, отличающийся чем, что 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.

Задачей заявляемого изобретения является предоставление возможности с высокой точностью выявлять наличие или отсутствие герметичности на устье нагнетательной скважины.

Техническим результатом, достигаемым при использовании заявленного изобретения, является сокращение количества исследований на герметичность системы «НКТ-пакер» на скважинах, эксплуатируемых по технологии ОРЗ (одновременно-раздельная закачка).

Изобретение позволяет снизить риск выхода из строя наземного оборудования скважин, находящихся под закачкой пресной воды по причине замерзания при проведении исследований в зимнее время.

Технический результат достигается тем, что в способе контроля герметичности нагнетательной скважины, включающем этапы, на которых: регистрируют изменение давления в скважинном пространстве, перекрытом пакером, путем замера давления на устье на входе в колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) в верхнем и нижнем пластах соответственно, проводят анализ полученных данных и определяют герметичность, новым является то, что анализ полученных данных проводят следующим образом: определяют фактический перепад давления на пакере Δ P п _ ф :

ΔΡп_ф=Pу1-Pтр1у2тр2-Pпогр1погр2,

где Рy1 и Рy2 - замеренное устьевое давление закачки в верхний и нижний пласты соответственно, атм,

Pтр1 и Pтр2 - потери давления на трение при движении воды по короткой и длинной колоннам соответственно, атм,

Pпогр1 и Pпогр2 - значения абсолютной погрешности измерений техническим манометром, атм,

при этом за критерий оценки герметичности принимают заранее заданную критическую величину перепада давления Δ P п _ к р ,

о герметичности судят, сравнивая фактический перепад давления на пакере Δ P п _ ф и заранее заданную критическую величину перепада давления, при | Δ P п _ ф | | Δ P п _ к р | - скважина герметична.

Заранее заданная критическая величина перепада давления Δ P п _ к р = 20 а т м .

Перепад давления на пакере Δ P п _ ф равен перепаду давления на штуцере, установленном на одной из линий нагнетания, если штуцеры установлены на обеих линиях - то разнице перепадов давления на штуцерах.

Изменение перепада давления пропорционально квадрату изменения расхода жидкости через него.

Значения абсолютных погрешностей Pпогр1 и Pпогр2 результатов измерений определяют:

Pпогр1=ВПИ1*КТ1/100 - для манометра, которым замерено давление в одной линии нагнетания,

Pпогр2=ВПИ2*КТ2/100 - для манометра, которым замерено давление в другой линии нагнетания,

где ВПИ1, ВПИ2 - верхние пределы измерений; КТ1, КТ2 - классы точности.

Технический результат также достигается тем, что в способе контроля герметичности нагнетательной скважины, включающем этапы, на которых: регистрируют изменение давления в скважинном пространстве, перекрытом пакером, путем замера давления на устье на входе в колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) в верхнем и нижнем пластах соответственно, проводят анализ полученных данных и определяют герметичность, новым является то, что предварительно замеряют текущий расход воды по водоводу Qт, о герметичности судят при выполнении следующего условия:

где Δ P у _ т и Qт - соответственно замеренные текущий устьевой перепад давления и текущий расход воды по водоводу, Δ P у _ n и Qn - соответственно фактический перепад давления и общий расход воды по водоводу, если условие выполняется, скважина герметична.

Давление на устье скважины замеряют один раз в месяц при замере приемистости скважины.

Анализ полученной информации проводят периодически не реже одного раза в месяц.

Технический результат также достигается тем, что в способе контроля герметичности нагнетательной скважины, включающем этапы, на которых: регистрируют изменение давления в скважинном пространстве, перекрытом пакером, путем замера перепада давления на устье Δ P у _ ф на входе в колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) в верхнем и нижнем пластах соответственно, проводят анализ полученных данных и определяют герметичность, новым является то, что анализ полученных данных проводят следующим образом:

определяют расчетную величину перепада давления на устье Δ P у _ р :

ΔΡу_р=Pу1у2=ΔPп-(Ρгидр1тр1)+(Ρгидр2тр2)+Pпогр1погр2,

ΔΡу1=P1гидр1тр1

ΔΡу2=P2гидр2тр2

где P1, P2 - давление в точках над пакером и под пакером соответственно, атм;

Ргидр1 и Pгидр2 - гидростатическое давление столба жидкости соответственно в короткой колонне НКТ и длинной, атм,

Pтр1 и Pтр2 - потери давления на трение при движении воды по короткой и длинной колоннам соответственно, атм,

ΔΡп - величина перепада давления на пакере, атм,

о герметичности судят, сравнивая расчетную величину перепада давления на устье Δ P у _ р и фактическую (замеренную) Δ P у _ ф , при | Δ P у _ ф | | Δ P у _ р | - система герметична. При закачке в разделенные пласты воды с одного водовода (одинаковой плотности) перепад давления на устье принимает вид:

ΔΡу=Pу1у2=ΔPптр1тр2+Pпогр1погр2,

где Pу1 и Ру2 - замеренное устьевое давление закачки в верхний и нижний пласты соответственно, атм,

ΔРп - величина перепада давления на пакере, атм,

Pтр1 и Ртр2 - потери давления на трение при движении воды по коро ткой и длинной колоннам соответственно, атм,

Pпогр1 и Ρпогр2 - значения абсолютной погрешности измерений техническим манометром по короткой и длинной колоннам соответственно, атм.

Определяют значения абсолютных погрешностей Ρпогр1 и Рпогр2 результатов измерений:

Pпогр1=ΒΠИ1*ΚΤ1/100 - для манометра, которым замерено давление в одной линии нагнетания,

Pпогр2=ВПИ2*КТ2/100 - для манометра, которым замерено давление в другой линии нагнетания,

где ВПИ1, ВПИ2 - верхние пределы измерений; КТ1, КТ2 классы точности.

Давление на устье скважины замеряют один раз в месяц при замере приемистости скважины.

Анализ полученной информации проводят периодически не реже одного раза в месяц.

Сущность изобретения поясняется чертежами.

На фиг. 1 представлена схема компоновки подземного оборудования для ОРЗ.

На фиг. 2 представлен график исследования системы на герметичность.

Сущность изобретения заключается в контроле разницы забойных давлений (перепада давления на пакере) и принятии условия, что при обеспечении определенного перепада давления (критической величины) система герметична. Резкое снижение перепада ниже критического является сигналом о потере герметичности системы.

Перепад давления на пакере можно определить следующим образом:

ΔΡп=(Pу1гидр1тр1)-(Pу2гидр2тр2)-Pпогр1погр2, (1)

где ΔΡп - величина перепада давления на пакере, атм;

Ρу1 и Ру2 - измеренное устьевое давление закачки соответственно в верхний пласт и нижний, атм;

Pгидр1 и Pгидр2 - гидростатическое давление столба жидкости соответственно в короткой колонне НКТ и длинной, атм,

где ρ - плотность закачиваемой воды, кг/м3;

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

h - глубина установки пакера (середина пакера), м;

Pтр1 и Pтр2 потери давления на трение при движении воды соответственно по короткой колонне и длинной, атм;

Pпогр1 и Рпогр2 - значения абсолютной погрешности измерений техническим манометром, атм.

Перепад давления на устье (3) определяют, задаваясь величиной перепада давления на пакере (ΔΡп):

ΔΡу=Pу1у2=ΔPп-(Ρгидр1тр1)+(Ρгидр2тр2)+Pпогр1погр2, (3)

ΔΡу1=P1гидр1тр1

ΔΡу2=P2гидр2тр2

где Р1 - давление в точке над пакером, Р2 - давление в точке под пакером.

Данная зависимость наглядно представлена на схеме компоновки подземного оборудования для ОРЗ (фиг. 1).

Сравнивая расчетную величину перепада давления на устье и фактическую (замеренную), можно судить о герметичности системы «ДК НКТ-пакер-ЭК»: при | Δ P у _ ф | | Δ P у _ р | - система герметична (ΔΡу_ф - фактический (замеренный) перепад давления на устье, Δ P у _ р - расчетный).

При закачке в разделенные пласты воды с одного водовода (одинаковой плотности) перепад давления на устье принимает вид:

ΔΡу=Pу1у2=ΔPптр1тр2+Pпогр1погр2 (4)

При достижении величины перепада давления на пакере ΔΡп=20 атм можно судить о герметичности системы «ДК НКТ-пакер-ЭК».

Ртр определяются по соответствующим формулам гидродинамики. В таблице 1 представлены значения Ртр на 1000 м труб при закачке пресной воды (плотностью 1,00 г/см3) для различных приемистостей.

Величина потерь давления на трение прямо пропорциональна плотности жидкости, поэтому для пересчета Ртр для другого закачиваемого агента достаточно величину из таблицы 1 умножить на его плотность (в г/см3).

Значение абсолютной погрешности результатов измерений техническим манометром определяют:

Pпогр=ВПИ∗КТ/100, (5)

где ВПИ - верхний предел измерений; КТ - класс точности.

Для манометров с пределом измерений от 0 до 250 атм и классом точности 1,5, наиболее часто используемых в цехах ППД, Pпогр=3,75 атм.

Перепад давления ΔРу равен перепаду давления на штуцере, установленном на одной из линий нагнетания (если штуцеры установлены на обеих линиях то разнице перепадов давления на штуцерах). Перепад давления на штуцере зависит от расхода жидкости через него, причем изменение перепада давления пропорционально квадрату изменения расхода. Соответственно при снижении расхода воды по водоводу (при изменении режима работы КНС, регулировании закачки по водоводам и т.д.) ΔРу может уменьшиться до значения ниже расчетного. Поэтому при уменьшении величины перепада устьевого давления необходимо проверить, не является ли это следствием снижения расхода воды по водоводу. При следующем условии система «ДК НКТ-пакер-ЭК» может быть признана герметичной:

где Δ P у _ т и Qт - соответственно замеренные текущий устьевой перепад давления и текущий расход воды по водоводу;

Δ P у _ n и Qn - соответственно фактический перепад давления и общий расход воды по водоводу в одном из предыдущих исследований, при котором фактический перепад давления был выше расчетного, а также при условии, что операции по установке или снятию штуцеров после этого не производились.

Порядок действий при контроле герметичности системы «ДК НКТ-пакер-ЭК».

При отсутствии влияния закачки на реагирующие добывающие скважины исследование системы «ДК НКТ-пакер-ЭК» на герметичность по методике НГДУ «АН» производится в обязательном порядке. При отсутствии штуцеров на обеих линиях нагнетания возможно использование заявленного способа только после установки на одну из линий штуцера и вывода скважины на установившийся режим закачки.

Для проведения исследования необходимо:

1. Произвести замер приемистости и давления закачки после штуцера по каждой линии нагнетания. Замер должен производиться одновременно по обеим линиям (или последовательно с перерывом не более 10 мин.) при работающей КНС.

1.1. Рабочее давление на устье нагнетательных скважин замеряется один раз в месяц при замере приемистости скважины.

1.2. При оснащении скважин телемеханизированными датчиками расхода и давления контроль ведется по получаемой с них информации. Максимальная периодичность анализа полученной информации - один раз в месяц.

2. Вычислить правую часть уравнения 3 или 4 (при закачке разных агентов в разделенные пласты - формула 3, при закачке одного агента - 4), используя табл. 1.

3. Сравнить результат расчета по п. 2 с результатом замера по п. 1, проанализировать результаты предыдущих исследований и по карте (табл. 2) определить состояние системы и/или необходимость дополнительных исследований.

Осуществление изобретения

Пример 1

Скважина №1

Исходные данные

ДК НКТ: D=48 мм, L=1676 м, Q=39 м3/сут, Ру=62 атм, на линии установлен штуцер d=3 мм; агент закачки - сточная вода (ρ=1,09 г/см3). КК НКТ: D=48 мм, L=l655 м, Q=24 м3/сут, Pу=94 атм, на линии штуцер не установлен; агент закачки - ст очная вода (ρ=1,09 г/см3). При замере Ру использовался технический манометр класса точности 1,5 с пределом измерений от 0 до 160 атм.

Расчет

Вычисляем Δ P п _ ф

ΔΡп=20 атм

Pпогр1погр2=160×1,5/100=2,40 атм (формула 5)

Pтр1=0,88 (табл.1, выбираем значение, соответствующее ближайшему большему расходу)×1,68 (L НКТ в км)×1,09 (плотность воды)=1,61 атм

Pтр2=0,88×1,66×1,09=1,59 атм

Результат (31,21>20,00)

Согласно карте (табл. 2) это условие является достаточным для признания системы герметичной.

Пример 2

Скважина №2

Исходные данные

ДК НКТ: D=48 мм, L=1676 м, Q=29 м3/сут, Ру=69 атм, на линии установлен штуцер d=3 мм; агент закачки - сточная вода (ρ=1,09 г/см3). КК НКТ: D=48 мм, L=1655 м, Q=20 м3/сут, Pу=90 атм, на линии штуцер не установлен; агент закачки - сточная вода (ρ=1,09 г/см3).

При замере Ру использовался технический манометр класса точности 1,5, с пределом измерений от 0 до 160 атм.

Расчет

По формуле 4 (т.к. один и тот же агент) вычисляем ΔΡу_р

ΔΡп=20 атм

Pпогр1=Pпогр2=160×1,5/100=2,40 атм (формула 5)

Pтр1=0,88 (табл. 1)×1,68 (L НКТ в км)×1,09 (плотность воды)=1,61 атм

Ртр2=0,17×1,66×1,09=0,31 атм

Результат (13,00<26,10)

В этом случае (табл. 2) необходимо проанализировать результаты исследований за предыдущие 6 месяцев и проверить выполнение условия формулы 6. Результат исследования представлен в примере скв. №1.

Δ P y _ т Δ P y _ п = 90 69 94 62 = 0,66

( Q т Q п ) 2 = ( 29 + 20 39 + 24 ) 2 = 0,60

Согласно карте (табл. 2) система герметична.

Пример 2

Скважина №3

Исходные данные те же, что по скважине №2. При этом ни в одном из предыдущих 6 месяцев не получены данные, удовлетворяющие условию формулы 6.

Результат

Констатировать герметичность системы не представляется возможным. Необходимо провести исследование при других значениях Q и Ру (например, после замены штуцера на меньший диаметр).

В процессе эксплуатации скважин по технологии ОРЗ необходимо не реже 1 раза в полугодие исследовать систему на герметичность. Целью исследования является определение наличия гидродинамической связи между зонами закачки. Исследование проводится при установившемся режиме работы скважины. Данное исследование производится подключением одновременно к каждой линии электронных манометров (для фиксации показаний), с поочередной остановкой и запуском закачки по каждой линии и контролем влияния одной линии на давление в другой (фиг. 2). На фиг. 2 видно, что перепад давлений между пластами составляет 2 атм, при остановке закачки в пласт 1 изменений по пласту 2 не произошло, увеличение давления по пласту 2 произошло по причине перераспределения давления в водоводе. При запуске закачки в пласт изменения давления закачки по пласту 2 нет. По данному графику можно сказать, что система негерметична.

Длительность исследования составляет от 1-го до 5-ти часов. Зимой, при отрицательных температурах, за время проведения исследования при остановке закачки в один из пластов происходит замерзание устьевых манометров, а также обвязки устья скважины, что приводит к выходу из строя обвязки скважины и дополнительным затратам на обогрев и восстановление обвязки скважины. В целях сокращения затрат на исследование системы, а также возможности исследования в зимнее время усовершенствовать методику исследования. В скважинах ОРЗ основным требованием к оборудованию является обеспечение герметичности системы при перепаде давлений между пластами, то есть при наличии разницы давлений можно считать, что система герметична. Усовершенствование заключается в том, что можно определять герметичность системы без проведения длительного исследования электронными манометрами, а также без риска заморозить скважину при низких температурах. Ежемесячно по каждой скважине замеряется приемистость и давление закачки. Как правило, используются манометры с пределом измерений 0-250 атм классом точности 1,5. Т.е. максимальная погрешность манометра составляет 3,75 атм (разница показаний двух манометров при отсутствии разницы давлений может составить 7,5 атм). Необходимо учесть потери давления при движении воды в НКТ (от 1 до 12 в зависимости от приемистости пласта, необходим расчет для каждой скважины). Необходимо также взять минимальный перепад давлений на пакере, при котором система считается герметичной. Предлагается принять в качестве этой величины 20 атм. В результате при разнице давлений на устье, равной сумме этих трех величин, система считается герметичной. Скважины, на которых при эксплуатации выдерживается данный перепад давлений, можно дополнительно не исследовать. В зимнее время по скважинам, где данный перепад при эксплуатации не достигается, можно изменять режим работы на несколько дней с помощью штуцеров, и если он достигается, тогда система будет считаться герметичной. Также данный метод позволяет оперативно выявлять герметичность системы, при снижении перепада давлений закачки между пластами. При снижении перепада давлений ниже минимально допустимого значения давления (20 атм) на устье необходимо провести исследования герметичности.

Возможностью применения данного изобретения является практический пример. Скважина эксплуатировалась с 2006 года со средним перепадом давления 29 атм. Проводимое исследование герметичности системы подтвердило исправность подземного оборудования и отсутствие гидродинамической связи между пластами.

В соответствии с установленной периодичностью был проведен замер устьевого давления, который показал равные значения устьевых давления по работающим пластам. Далее было проведено исследование, которое подтвердило, что на данной скважине имеется гидродинамическая связь между работающими пластами. При остановке закачки в пласт 1 (ранее давление закачки составляло 80-90 атм, нижний 50-60 атм) происходит снижение давления на пласте 2, что говорит о наличии пропусков жидкости подземного оборудования в результате потери герметичности системы.

Таким образом, проведение исследований на скважинах эксплуатируемых по технологии ОРЗ, при перепадах более чем на 20 атм можно сократить количество исследований и проводить их при уменьшении перепада давлений закачки между пластами.

1. Способ контроля герметичности нагнетательной скважины, включающий этапы, на которых:
регистрируют изменение давления в скважинном пространстве, перекрытом пакером, путем замера давления на устье на входе в колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) в верхнем и нижнем пластах соответственно,
проводят анализ полученных данных и определяют герметичность,
отличающийся тем, что анализ полученных данных проводят следующим образом: определяют фактический перепад давления на пакере
Δ P п _ ф = P y 1 P т р 1 P y 2 + Р т р 2 P п о г р 1 P п о г р 2 ,
где Ру1 и Ру2 - замеренное устьевое давление закачки в верхний и нижний пласты соответственно, атм,
Ртр1 и Ртр2 - потери давления на трение при движении воды по короткой и длинной колоннам соответственно, атм,
Pпогр1 и Рпогр2 - значения абсолютной погрешности измерений техническим манометром по короткой и длинной колоннам соответственно, атм,
при этом за критерий оценки герметичности принимают заранее заданную критическую величину перепада давления Δ P п _ к р ,
о герметичности судят, сравнивая фактический перепад давления на пакере Δ P п _ ф и заранее заданную критическую величину перепада давления, при | Δ P п _ ф | > | Δ P п _ к р | - скважина герметична.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что заранее заданная критическая величина перепада давления Δ P п _ к р = 20   а т м .

3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что перепад давления на пакере Δ P п _ ф равен перепаду давления на штуцере, установленном на одной из линий нагнетания, если штуцеры установлены на обеих линиях - то разнице перепадов давления на штуцерах.

4. Способ по п. 3, отличающийся тем, что изменение перепада давления пропорционально квадрату изменения расхода жидкости через него.

5. Способ по п. 1, отличающийся тем, что значения абсолютных погрешностей Ρпогр1 и Рпогр2 результатов измерений определяют:
Pпогр1=ΒΠИ1*ΚΤ1/100 - для манометра, которым замерено давление в одной линии нагнетания,
Рпогр2=ВПИ2*КТ2/100 - для манометра, которым замерено давление в другой линии нагнетания,
где ВПИ1, ВПИ2 - верхние пределы измерений; КТ1, КТ2 - классы точности.

6. Способ по п. 1, отличающийся тем, что давление на устье скважины замеряют один раз в месяц при замере приемистости скважины.

7. Способ по п. 1, отличающийся тем, что анализ полученной информации проводят периодически не реже одного раза в месяц.

8. Способ контроля герметичности нагнетательной скважины, включающий этапы, на которых:
регистрируют изменение давления в скважинном пространстве, перекрытом пакером, путем замера давления на устье на входе в колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) в верхнем и нижнем пластах соответственно,
проводят анализ полученных данных и определяют герметичность,
отличающийся тем, что предварительно замеряют текущий расход воды по водоводу Qт, о герметичности судят при выполнении следующего условия:

где Δ P у _ т и Qт - соответственно замеренные текущий устьевой перепад давления и текущий расход воды по водоводу;
Δ P у _ n и Qn - соответственно фактический перепад давления и общий расход воды по водоводу,
если условие выполняется, скважина герметична.

9. Способ по п. 8, отличающийся тем, что давление на устье скважины замеряют один раз в месяц при замере приемистости скважины.

10. Способ по п. 8, отличающийся тем, что анализ полученной информации проводят периодически не реже одного раза в месяц.

11. Способ контроля герметичности нагнетательной скважины, включающий этапы, на которых:
регистрируют изменение давления в скважинном пространстве, перекрытом пакером, путем замера перепада давления на устье Δ P у _ ф на входе в колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) в верхнем и нижнем пластах соответственно,
проводят анализ полученных данных и определяют герметичность,
отличающийся тем, что анализ полученных данных проводят следующим образом: определяют расчетную величину перепада давления на устье Δ P у _ p :
Δ P у _ p = P y 1 P y 2 = Δ P п ( P г и д р 1 P т р 1 ) + ( P г и д р 2 P т р 2 ) + P п о г р 1 + P п о г р 2 ,
ΔΡу1=P1гидр1тр1
ΔΡу2=P2гидр2тр2
где Р1, Р2 - давление в точках над пакером и под пакером соответственно, атм;
Ρгидр1 и Pгидр2 - гидростатическое давление столба жидкости соответственно в короткой колонне НКТ и длинной, атм _,
Pтр1 и Ртр2 - потери давления на трение при движении воды по короткой и длинной колоннам соответственно, атм,
ΔΡп - величина перепада давления на пакере, атм,
о герметичности судят, сравнивая расчетную величину перепада давления на устье Δ P у _ р и фактическую (замеренную) Δ P у _ ф , при | Δ P y _ ф | | Δ P у _ р | система герметична.

12. Способ по п. 11, отличающийся тем, что определяют перепад давления на пакере:
ΔΡп=(Pу1гидр1тр1)-(Ρу2гидр2тр2)-Pпогр1погр2,
где ΔΡп - величина перепада давления на пакере, атм;
Ру1 и Ру2 - измеренное устьевое давление закачки соответственно в верхний пласт и нижний, атм;
Ргидр1 и Ргидр2 - гидростатическое давление столба жидкости соответственно в короткой колонне НКТ и длинной, атм,
Pтр1 и Pтр2 - потери давления на трение при движении воды соответственно по короткой колонне и длинной, атм;
Pпогр1 и Рпогр2 - значения абсолютной погрешности измерений техническим манометром, атм.

13. Способ по п. 11, отличающийся тем, что при закачке в разделенные пласты воды с одного водовода (одинаковой плотности) перепад давления на устье принимает вид:
ΔΡу=Pу1у2=ΔPптр1тр2+Pпогр1погр2
где Ру1 и Ру2 - замеренное устьевое давление закачки в верхний и нижний пласты соответственно, атм,
ΔΡп - величина перепада давления на пакере, атм,
Ρтр1 и Ртр2 - потери давления на трение при движении воды по короткой и длинной колоннам соответственно, атм,
Pпогр1 и Рпогр2 - значения абсолютной погрешности измерений техническим манометром по короткой и длинной колоннам соответственно, атм.

14. Способ по пп. 11-13, отличающийся тем, что определяют значения абсолютных погрешностей Рпогр1 и Ρпогр2 результатов измерений:
Pпогр1=ВПИ1*ΚΤ1/100 - для манометра, которым замерено давление в одной линии нагнетания,
Pпогр2=ВПИ2*КТ2/100 - для манометра, которым замерено давление в другой линии нагнетания,
где ВПИ1, ВПИ2 - верхние пределы измерений; КТ1, КТ2 - классы точности.

15. Способ по п. 11, отличающийся тем, что давление на устье скважины замеряют один раз в месяц при замере приемистости скважины.

16. Способ по п. 11, отличающийся тем, что анализ полученной информации проводят периодически не реже одного раза в месяц.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к системам отсечения потока в скважине и может быть применено для испытания колонны труб на герметичность. Устройство содержит пробку из удаляемого материала, установленную в трубу скважины для проведения указанных испытаний.

Изобретение относится к области испытания на герметичность находящихся под давлением трубопроводов и может быть использовано для обнаружения утечки в системе подачи топлива.

Предлагается способ, выполняемый в реальном времени, и динамическая логическая система для повышения эффективности работы трубопроводной сети. Система и способ осуществляют контроль работы трубопроводной сети, генерацию сигналов тревоги в ответ на различные уровни дестабилизирующих событий в трубопроводе, управляют генерацией сигналов тревоги на основе известных эксплуатационных событий и условий, диагностируют потенциальный источник обнаруженных дестабилизирующих событий и управляют работой трубопровода.

Предлагаемые изобретения относятся к арматуростроению и предназначены для определения герметичности затвора клиновой задвижки без демонтажа ее из трубопровода.

Изобретение относится к области машиностроения, в частности к испытательной технике, и может быть использовано при диагностике гидросистем как в процессе их эксплуатации, так и в стационарных условиях отдельных диагностируемых элементов.

Способ и устройство детектирования течения жидкости, в частности воды, в потребляющей установке, содержащей по меньшей мере одно средство (3) открытия/закрытия для подачи жидкости, причем эта установка запитывается через входной трубопровод (2), оборудованный электроклапаном (5), датчиком (6) давления, размещенным перед электроклапаном, и датчиком (7) давления, размещенным за электроклапаном.

Изобретение относится к трубопроводному транспорту и может быть использовано при испытании на герметичность затворов запорных арматур, установленных на линейной части эксплуатируемого магистрального нефтепровода.

Изобретение относится к области испытательной техники и направлено на повышение производительности испытаний труб на герметичность путем ускорения выпуска воздуха из трубы в процессе испытаний, что обеспечивается за счет того, что трубу зажимают оправками по обоим ее торцам, центрируют и уплотняют, после чего осуществляют заполнение трубы водой в два этапа, при этом на первом этапе осуществляют заполнение трубы водой через отверстие в одной из оправок не ниже уровня перекрытия этого отверстия, но ниже отверстия для выпуска воздуха из трубы в другой оправке.

Изобретение относится к оборудованию для контроля рабочих параметров при бурении и может быть использовано для выполнения электрокаротажных работ как в горизонтально, так и в вертикально направленном бурении, а также в наклонно-направленных и разветвленно-горизонтальных скважинах в процессе бурения.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и касается определения тепловых свойств пород, слагающих разрез скважины и пласт в целом. Техническим результатом является повышение точности измерения среднеинтегрального значения теплопроводности горных пород по разрезу скважины и определение коэффициентов теплопередачи через НКТ и через обсадную колонну, а также длины циркуляционной системы скважины.

Изобретение относится к скважинным измерительным устройствам, используемым для измерения электромагнитных свойств ствола скважины. Техническим результатом является обеспечение направленного действия антенны с возможностью принимать сигналы с разных сторон.
Изобретение относится к добыче углеводородного сырья из продуктивного пласта, пробуренного скважиной, и относится, в частности к нерадиоактивным индикаторам и методам их использования для отслеживания перемещения обрабатывающей жидкости и пластовых флюидов.

Изобретение относится к области добычи нефти и может быть использовано в системах добычи и сбора нефти и газа при разработке нефтяных месторождений, особенно на поздних стадиях разработки, когда продукция нефтяных скважин характеризуется большой обводненностью.

Изобретение относится к мониторингу и проверке качества или уровня цементации в скважине. Техническим результатом является повышение точности и информативности измерений, что позволит оператору предсказать функциональный срок службы скважины и гарантировать целостность ее конструкции.

Изобретение относится к буровой технике, а именно к устройствам коммутации датчиков, измеряющих забойные параметры непосредственно в процессе бурения в составе телеметрической системы.

Изобретение относится к ядерной геофизики и служит для оценки плотности цементного камня скважин подземных хранилищ газа (ПХГ) в процессе их эксплуатации без подъема насосно-компрессорных труб (НКТ).

Изобретение относится к области освоения месторождений углеводородов и может быть использовано для контроля за перетоками углеводородов из осваиваемого месторождения в вышележащие пласты-коллекторы.
Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности, в частности к области эксплуатации горизонтальных или наклонно направленных скважин, и может быть использовано при разработке нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений.

Изобретение относится к области приборов, перемещающихся в стволах скважин, пробуренных через подземные пласты горных пород. Техническим результатом является передача данных рабочего состояния прибора и/или данных, запомненных в приборе, и/или передача сигналов управления и рабочих инструкций на такие приборы во время нахождения приборов на земной поверхности. Скважинный измерительный прибор, содержащий кожух, выполненный с возможностью перемещения внутри ствола скважины, по меньшей мере, один датчик, выполненный с возможностью измерения параметра ствола скважины, контроллер, установленный в кожухе, включающий в себя, по меньшей мере, одно из следующего: устройство сохранения данных и устройство управления работой, по меньшей мере, одного датчика, и первый порт оптической связи, установленный в первом отверстии в кожухе, причем первый порт оптической связи включает в себя управляемый с помощью электричества источник света, причем первое отверстие в кожухе, герметично закрывающееся заглушкой порта, имеющей оптически прозрачное окно, причем заглушка порта выполнена с возможностью противодействия входу текучей среды скважины внутрь кожуха и второй порт оптической связи, установленный во втором отверстии в кожухе, причем второй порт оптической связи включает в себя фотодетектор, причем второе отверстие в кожухе герметично закрывается заглушкой порта, имеющей оптически прозрачное окно, причем заглушка порта выполнена с возможностью противодействия входу текучей среды скважины внутрь кожуха. 2 н. и 11 з.п. ф-лы, 5 ил.
Наверх