способ определения негерметичности эксплуатационной колонны скважины, оборудованной насосно-компрессорными трубами

Формула изобретения

Способ определения негерметичности эксплуатационной колонны скважины, оборудованной насосно-компрессорными трубами (НКТ), включающий регистрацию расхода закачиваемой жидкости двумя расходомерами одинаковой конструкции, оттарированными при наперед заданном давлении с помощью автономного насосного агрегата, например, цементировочного типа ЦА-320м, один из которых спущен в скважину ниже воронки НКТ, а другой вмонтирован в линию закачки жидкости на устье скважины, при котором о негерметичности эксплуатационной колонны судят по несоответствию расхода закачиваемой жидкости расходомерами, отличающийся тем, что расходомер, вмонтированный в линии закачки жидкости на устье скважины, помещают в отрезок трубы с диаметром, равным диаметру эксплуатационной колонны, а закачку жидкости в скважину осуществляют через насосно-компрессорные трубы, спущенные в скважину.

Описание изобретения к патенту

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

Известен способ определения герметичности эксплуатационной колонны методом термометрии. (См. пат. РФ 2121572, 6 Е 21 В 47/00, БИ 31, 1998 г.)

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 минут. 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 способ определения негерметичности эксплуатационной колонны скважины, оборудованной насосно-компрессорными трубами. (См. патент РФ 2168622, 7 Е 21 В 47/00, 47/10). опубликованный в БИ 16. 2000 г.

Сущность способа заключается в регистрации расхода закачиваемой жидкости двумя расходомерами.

Один расходомер устанавливают ниже воронки НКТ, а другой монтируют в нагнетательную линию автономного насосного агрегата (AHA), подсоединенного к затрубному пространству скважины. Перед началом работы расходомеры тарируют с помощью AHA, например, цементировочного типа ЦА-320м. Закачивание жидкости осуществляют этим же AHA в затрубное пространство скважины. О герметичности эксплуатационной колонны (ЭК) судят по соответствию показаний расходомеров за одно и то же время. По другому варианту оценки герметичности ЭК нагнетательной скважины, оборудованной НКТ, расход закачиваемой жидкости регистрируют расходомером, спущенным ниже воронки НКТ.

О герметичности ЭК судят по соответствию расхода закачиваемой жидкости, зарегистрированного расходомером при том же давлении, что и при тарировании, расходу жидкости, произведенному AHA.

Данный способ по технической сущности более близкий к предлагаемому и может быть принят в качестве прототипа.

Основным недостатком способа является ограниченность его применения из-за неоправданного расхода большого объема антикоррозионной жидкости, которой заполнена межтрубное пространство нагнетательной скважины. Обычно в качестве антикоррозионной жидкости при этом используют нефть, которую при подготовке скважины к исследованию ее извлекают из скважины, что связанно с задалживанием техники, привлечением рабочей бригады и затратами времени. Кроме того, затрубные задвижки нагнетательных скважин из-за коррозии часто препятствуют выполнению задания.

Задачей настоящего изобретения является устранение указанных недостатков.

Поставленная задача решается описываемым способом, включающим регистрацию расхода закачиваемой в скважину жидкости двумя расходомерами одинаковой конструкции, оттарированными при наперед заданном давлении с помощью автономного насосного агрегата, например, цементировочного типа ЦА-32м один из которых опущен в скважину ниже воронки НКТ, а другой - вмонтирован на линии закачки жидкости на устье скважины, при котором о негерметичностью эксплуатационной колонны судят по несоответствию расхода закачиваемой жидкости расходомерами.

Новым является то, что расходомер вмонтированный на линии закачки жидкости на устье скважины, помещают в отрезке трубы с диаметром выбранным равным диаметру эксплуатационной колонны, а закачку жидкости в скважину осуществляют через НКТ.

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".

Приведенный чертеж поясняет суть изобретения, где изображена скважина, оборудованная насосно-компрессорными трубами, через которые на геофизическом кабеле спущен в скважину расходомер, а другой установлен на устье скважины.

Предлагаемый способ осуществляют в следующей последовательности:

Расходомеры 1 и 2 сначала тарируются с помощью автономного насосного агрегата, например, цементировочного типа ЦА-320м с учетом приемистости нагнетательной скважины, подлежащей исследованию. Затем расходомер - 1 на геофизическом кабеле - 3 спускают по НКТ - 4 в скважину - 5 и устанавливают ниже воронки - 6 на 2-3 м. А другой расходомер - 2 монтируют в нагнетательную линию - 7 насосного агрегата на устье скважины (на фиг.1 насосный агрегат не изображен) в отрезке трубы 8 с диаметром, выбранным равным диаметру эксплуатационной колонны 9.

К трубному пространству скважины подключают нагнетательную линию насосного агрегата и запускают его в работу, т.е. под нагнетание жидкости. Закачку жидкости продолжают до установления рабочего режима, о чем судят по стабилизации режима работы расходомеров - 1 и 2. Затем одновременно каждым расходомером регистрируют расход закачиваемой жидкости в течение 5-10 минут. За указанный период времени закачивают примерно 0,5 -1 м³ жидкости. Показания от расходомера - 2, вмонтированного в нагнетательную линию насосного агрегата, по кабелю подаются в регистрирующее устройство геофизической станции (не изображена). При этом в случае несоответствия расхода закачиваемой воды, зарегистрированного расходомерами, судят о негерметичности эксплуатационной колонны.

При наличии на водоводе скважины сливной задвижки для закачки может быть использована вода из водовода, нагнетаемая кустовой насосной станцией. Расход воды и давление закачки при этом необходимо установить согласно условию тарировки расходомеров, что достигается прикрытием задвижки на нагнетательной линии.

Если эксплуатационная колонна окажется негерметичной, то бригада капитального ремонта скважин с помощью проведения дополнительных геофизических исследований уточняет место повреждения ее и производит далее ремонтные работы.

Способ ускоряет проведение исследований, повышает точность исследований и тем самым позволит увеличить охват исследованием и обоснованно проводить мероприятия по снижению техногенной нагрузки на окружающую среду.

На дату подачи заявки способ испытан в промысловых условиях НГДУ "Альметьевнефть", результаты испытаний положительные.