СПОСОБ КОНТРОЛЯ ГЕРМЕТИЧНОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ КОЛОННЫ НАГНЕТАТЕЛЬНОЙ СКВАЖИНЫ

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

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

Осуществление их связано с привлечением исследовательских экипажей и требует больших затрат времени на подготовку подъездных путей и устья скважины. При этом необходимость глушения скважины требует вызова бригады капитального ремонта скважин и спуско-подьемных операций, что приводит к удорожанию исследований. Из-за дороговизны проводимых исследовательских работ зачастую такого рода работы проводятся в недостаточном объеме, что чревато отрицательными последствиями, а именно засолонением верхних питьевых вод из-за несвоевременности обнаружения негерметичности эксплуатационной колонны.

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

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

Известен также способ определения повреждений эксплуатационной колонны в скважине [4], включающий закачку в пространство между обсадной и рабочей колоннами не смешивающейся с водой жидкости с удельным весом меньше единицы, продавливание 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 определения места повреждения технологических колонн скважин [5], включающий закачку в затрубное пространство жидкости, не растворимой 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 статические 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 статического уровня воды в трубном пространстве, м;
H₂ - глубина статического уровня жидкости, закачанной в затрубное пространство, м;
P₁ - установившееся давление на устье, в затрубном пространстве, кг/м²;
P₂ - установившееся давление на устье, в трубном пространстве, кг/м²;
γ₁ - плотность воды в трубном пространстве, кг/м³;
γ₂ - плотность жидкости, закачанной в затрубное пространство, кг/м³;
H - глубина нарушения колонны, м.

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

В качестве прототипа принят способ контроля герметичности эксплуатационной колонны нагнетательной скважины [6], включающий изменение режима работы скважины и фиксацию изменения давления на устье скважины. О негерметичности колонны судят по резкому изменению установившейся величины давления (разряжения) по сравнению с предыдущими результатами замеров.

Недостаток этого способа в том, что он применим лишь в условиях, когда пластовое давление ниже гидростатического.

Техническим результатом настоящего изобретения является создание способа, по возможности лишенного перечисленных выше недостатков.

Поставленный технический результат решается описываемым способом контроля герметичности эксплуатационной колонны нагнетательной скважины, включающим изменение режима работы скважины и фиксацию изменения давления на устье скважины.

Новым является то, 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
K₁ =ΔP₁/Δt₁,
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 К₂ ≤ 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.

В случае, если K₂ > K₁, скважину дополнительно исследуют с использованием геофизических приборов для уточнения характера и места негерметичности эксплуатационной колонны.

На чертеже изображены кривые падения давлений, полученные в разное время.

Способ осуществляют в следующей последовательности.

На скважине, находящейся под закачкой, устьевыми приборами замеряют расход нагнетаемой рабочей жидкости и текущее устьевое давление. Затем прикрытием задвижки на устье изменяют режим работы скважины, при этом расход рабочей жидкости уменьшают на 30 - 50% от первоначального, что контролируется устьевым расходомером. 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 часа.

Далее по полученным данным, которые для наглядности сравнения можно занести в таблицу, строят кривую темпа падения давления (кривая 1). Определяют коэффициент K₁ кривой падения давления по формуле
K₁ = ΔP₁/Δt₁,
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.

Аналогичным образом частотой не менее, чем один раз в год, определяют коэффициент К₂ кривой падения давления частотой не менее, чем один раз в год (кривые 2 и 3).

Сравнивают полученные коэффициенты падения давления между собой.

Если К₂ ≤ K₁ (кривые 1 и 2), то делают вывод о герметичности эксплуатационной колонны.

Если же K₂ > K₁ (кривые 1 и 3) и после определения K_i в этой скважине не проводились работы по увеличению проницаемости пласта, то эксплуатационная колонна не герметична.

В этом случае скважину дополнительно исследуют с использованием геофизических приборов для уточнения характера и места негерметичности эксплуатационной колонны. Для уточнения места и характера нарушений герметичности эксплуатационной колонны привлекают бригаду капитального ремонта и геофизическую партию, и устраняют нарушения с помощью существующих технологий изоляционных работ.

Использование изобретения позволяет оперативно вести контроль за состоянием эксплуатационной колонны в нагнетательных скважинах с минимальными затратами времени, без привлечения (для контроля) бригады капитального ремонта скважин, что дает возможность этим бригадам целенаправленно становиться на скважины с выявленными нарушениями и своевременно проводить ремонтные работы по устранению негерметичности колонны, а не тратить рабочее время на поиск негерметичных скважин, что в конечном итоге приводит к сохранению и оздоровлению экологической обстановки в районе закачки вод для поддержания пластового давления, где произошла разгерметизация эксплуатационной колонны.

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

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

3. А.С. СССР N 829867, E 21 В 43/00, Б.И. N 18, 1981 г.

4. А.С. СССР N 1218080, E 21 В 43/00, Б.И. N 10, 1986 г.

5. Патент Р.Ф. N 2094608, E 21 В 47/00, Б.И. N 30, 1997 г.

6. А.С. СССР N 1810516, E 21 В 47/00, Б.И. N 15, 1993 г.