способ опрессовки колонны насосно-компрессорных труб нагнетательной скважины

Формула изобретения

Способ опрессовки колонны насосно-компрессорных труб нагнетательной скважины, включающий перекрытие низа колонны насосно-компрессорных труб, создание давления в колонне насосно-компрессорных труб и регистрацию его изменения, отличающийся тем, что скважину останавливают и обвязывают, для перекрытия низа колонны насосно-компрессорных труб внизу колонны размещают посадочное седло под пробку, на устье колонну оборудуют лубрикатором с ловителем в его верхней части, перед перекрытием низа колонны насосно-компрессорных труб через лубрикатор в колонну насосно-компрессорных труб сбрасывают пробку с гнездом под ловитель сверху, циркуляцией жидкости по колонне насосно-компрессорных труб и межтрубному пространству доставляют пробку вниз и размещают на посадочном седле, перекрывая тем самым колонну насосно-компрессорных труб, а после создания давления в колонне насосно-компрессорных труб и регистрации его изменения создают обратную циркуляцию жидкости и восходящим потоком по колонне насосно-компрессорных труб поднимают пробку вверх, устанавливают скорость потока жидкости, достаточную для прохождения места отбора жидкости из лубрикатора, достижения пробкой ловильного устройства лубрикатора и фиксирования в ловильном устройстве.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может найти применение при опрессовке нагнетательной скважины, оборудованной колонной насосно-компрессорных труб.

Известен способ опрессовки нагнетательной скважины, включающий замер давления на устье на входе в колонну насосно-компрессорных труб и в межтрубном пространстве. 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. За критерий оценки герметичности межтрубного пространства принимают расчетную величину расхода жидкости, входящей или выходящей из межтрубного пространства скважины (Патент РФ №2246613, опублик. 2005.02.20 - прототип).

Известный способ не учитывает возможные нарушения герметичности колонны насосно-компрессорных труб и их влияние на точность измерения давления.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ опрессовки колонны труб в скважине. Колонну насосно-компрессорных труб, перекрытую в нижней части мембраной, спускают в скважину на глубину Z. Заливают колонну водой и создают давление величиной, равной Y=(L-I1)/10, где L и I1 - соответственно окончательная и текущая длина спускаемой колонны. После выдерживания давления при отсутствии утечки колонну наращивают и спускают до глубины I2 и повторяют опрессовку уже на давление Y=(L-I2)/10. Если на какой-то глубине будет выявлена утечка, то ее легче устранить, подняв трубы, спущенные именно на эту глубину. После окончания спуска колонны и ее опрессовки создают избыточное давление жидкости, разрушающее мембрану (Патент РФ № 2014423, опубл. 1994.06.15).

Недостатком известного способа является многостадийность и длительность операций. Кроме того, согласно существующему регламенту при обнаружении утечки всю колонну поднимают из скважины и отправляют в ремонт независимо от места дефекта.

В предложенном изобретении решается задача упрощения опрессовки.

Задача решается тем, что в способе опрессовки колонны насосно-компрессорных труб нагнетательной скважины, включающем перекрытие низа колонны насосно-компрессорных труб, создание давления в колонне насосно-компрессорных труб и регистрацию его изменения, согласно изобретению скважину останавливают и обвязывают, для перекрытия низа колонны насосно-компрессорных труб внизу колонны размещают посадочное седло под пробку, на устье колонну оборудуют лубрикатором с ловителем в его верхней части, перед перекрытием низа колонны насосно-компрессорных труб через лубрикатор в колонну насосно-компрессорных труб сбрасывают пробку с гнездом под ловитель сверху, циркуляцией жидкости по колонне насосно-компрессорных труб и межтрубному пространству доставляют пробку вниз и размещают на посадочном седле, перекрывая тем самым колонну насосно-компрессорных труб, а после создание давления в колонне насосно-компрессорных труб и регистрации его изменения создают обратную циркуляцию жидкости и восходящим потоком по колонне насосно-компрессорных труб поднимают пробку вверх, устанавливают скорость потока жидкости достаточной для прохождения места отбора жидкости из лубрикатора, достижения пробкой ловильного устройства лубрикатора и фиксирования в ловильном устройстве.

Признаками изобретения являются:

1) перекрытие низа колонны насосно-компрессорных труб;

2) создание давления в колонне насосно-компрессорных труб;

3) регистрация его изменения;

4) остановка и обвязка скважины;

5) для перекрытия низа колонны насосно-компрессорных труб внизу колонны размещение посадочного седла под пробку;

6) оборудование на устье колонны лубрикатором с ловителем в его верхней части;

7) обвязка устья скважины трубопроводами и задвижками;

8) остановка скважины;

9) перед перекрытием низа колонны насосно-компрессорных труб через лубрикатор сброс в колонну насосно-компрессорных труб пробки с гнездом под ловитель сверху;

10) циркуляцией жидкости по колонне насосно-компрессорных труб и межтрубному пространству доставка пробки вниз и размещение на посадочном седле для перекрытия тем самым колонны насосно-компрессорных труб;

11) после создания давления в колонне насосно-компрессорных труб и регистрации его изменения создание обратной циркуляции жидкости;

12) восходящим потоком по колонне насосно-компрессорных труб подъем пробки вверх;

13) установление скорости потока жидкости достаточной для прохождения места отбора жидкости из лубрикатора, достижения пробкой ловильного устройства лубрикатора и фиксирования в ловильном устройстве.

Признаки 1-3 являются общими с прототипом, признаки 4-13 являются существенными отличительными признаками изобретения.

Сущность изобретения

При опрессовке колонны насосно-компрессорных труб нагнетательной скважины стремятся максимально упростить процесс и снизить простой скважины. Существующие технологии опрессовки обладают многостадийностью и приводят к значительным простоям, что негативно отражается на разработке нефтяной залежи. В предложенном способе решается задача упрощения опрессовки и снижения простоев скважины. Задача решается следующим образом.

На чертеже представлена применяемая компоновка нагнетательной скважины.

Компоновка включает колонну насосно-компрессорных труб 1 с посадочным седлом 2, соединенную через задвижку 3 с лубрикатором 4, имеющим в верхней части ловитель 5. Через лубрикатор 4 в колонне насосно-компрессорных труб размещают пробку 6 с гнездом под ловитель 7. Межтрубное пространство нагнетательной скважины 8 через задвижку 9 и трубопровод 10 соединено с системой нагнетания и сброса воды. Лубрикатор 4 через задвижку 11 и трубопровод 12 соединен с системой нагнетания и сброса воды. Давление в колонне насосно-компрессорных труб 1 определяют по манометру 13.

Компоновка работает следующим образом.

Скважину 8 останавливают и обвязывают. При опрессовке колонны насосно-компрессорных труб 1 нагнетательной скважины 8 внизу колонны 1 размещают посадочное седло 2 под пробку 6. На устье колонну 1 оборудуют лубрикатором 4 с ловителем 5 в его верхней части. Через лубрикатор 4 в колонну насосно-компрессорных труб 1 сбрасывают пробку 6 с гнездом под ловитель 7 сверху. Циркуляцией жидкости при открытых задвижках 3, 9 и 11 по колонне насосно-компрессорных труб 1 и межтрубному пространству скважины 8 доставляют пробку 6 вниз и размещают на посадочном седле 2, перекрывая тем самым колонну насосно-компрессорных труб 1. Создают давление в колонне насосно-компрессорных труб 1, закрывают задвижки 3, 9 и 12 и регистрируют изменение давления по манометру 13. При сохранении давления в течение 30 мин делают заключение о целостности колонны насосно-компрессорных труб 1. Открывают задвижки 3, 9 и 11 и создают обратную циркуляцию жидкости и восходящим потоком по колонне насосно-компрессорных труб 1 поднимают пробку 6 вверх. При этом устанавливают скорость потока жидкости достаточной для прохождения места отбора жидкости на уровне задвижки 11 из лубрикатора 4, достижения пробкой 6 ловильного устройства 5 лубрикатора 4 и фиксирования пробки 6 в ловильном устройстве 5. После этого демонтируют лубрикатор 4 с пробкой 6, колонну насосно-компрессорных труб 1 подключают к источнику рабочего агента для заводнения залежи и закачивают через колонну насосно-компрессорных труб 1 рабочий агент в залежь. В результате решается задача упрощения опрессовки и снижения простоев скважины 8.

Обратную циркуляцию жидкости создают подавая жидкость от водовода, передвижного агрегата или пластовой жидкостью при изливе скважины.

Пример конкретного выполнения

Выполняют опрессовку колонны насосно-компрессорных труб нагнетательной скважины глубиной 1200 м. Внизу колонны размещают посадочное седло под пробку. На устье колонну оборудуют лубрикатором с ловителем в его верхней части. Скважину останавливают и обвязывают. Через лубрикатор в колонну насосно-компрессорных труб сбрасывают пробку с гнездом под ловитель сверху, циркуляцией жидкости по колонне насосно-компрессорных труб и межтрубному пространству доставляют пробку вниз и размещают на посадочном седле, перекрывая тем самым колонну насосно-компрессорных труб. Создают давление в колонне насосно-компрессорных труб и регистрируют его изменение. При сохранении давления в течение 30 мин делают заключение о целостности колонны насосно-компрессорных труб. Создают обратную циркуляцию жидкости и восходящим потоком по колонне насосно-компрессорных труб поднимают пробку вверх. При этом устанавливают скорость потока жидкости не менее 100 м³/сут, которая оказывается достаточной для прохождения места отбора жидкости из лубрикатора, достижения пробкой ловильного устройства лубрикатора и фиксирования в ловильном устройстве. После этого демонтируют лубрикатор с пробкой, колонну насосно-компрессорных труб подключают к источнику рабочего агента для заводнения залежи и закачивают через колонну насосно-компрессорных труб рабочий агент в залежь.

В результате решается задача упрощения опрессовки и снижения простоев скважины.

Применение предложенного способа позволит решить задачу упрощения опрессовки и снижения простоев скважины. При целостности колонны насосно-компрессорных труб отпадает необходимость в спуско-подъемных операциях для опрессовки и возобновления работы скважины.