Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ КОНТРОЛЯ ГЕРМЕТИЧНОСТИ НАГНЕТАТЕЛЬНОЙ СКВАЖИНЫ

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

Известен способ контроля герметичности эксплуатационной колонны нагнетательной скважины, предусматривающий изменение режима работы скважины прикрытием задвижки на устье с последующей фиксацией изменения давления. При этом расход закачиваемой жидкости уменьшают до 30-80% 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. При этом расчетным путем определяют коэффициенты кривой падения давления К₁ и К₂. Эксплуатационная колонна не герметична, если K₂>K₁, при условии, что после определения K₁ в этой скважине не проводились работы по увеличению проницаемости пласта (Патент РФ №2214508, кл. Е 21 В 47/00, Е 21 В 17/00, опубл. 2003.10.20).

Известный способ позволяет оперативно вести контроль герметичности эксплуатационной колонны нагнетательной скважины. Недостатком способа является наличие большого количества ошибок при определении герметичности из-за изменяющегося темпа падения давления, большого промежутка времени, необходимого для проведения замера и влияния пластового давления на показания манометра.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ исследования на герметичность эксплуатационной колонны нагнетательной скважины, включающий спуск в скважину пакера, перекрытие ствола скважины пакером, создание давления над пакером путем нагнетания жидкости в скважину и регистрацию изменения давления устьевым манометром, по которому судят о негерметичности эксплуатационной колонны. Регистрацию изменения давления осуществляют одновременно и под пакером с помощью аналогичного манометра, что и на устье, спускаемого вместе с пакером через трубное пространство насосно-компрессорных труб, при этом при соответствии изменений показателей обоих манометров судят о герметичности пакера, а в случае изменения показателя манометра на устье при постоянстве показания манометра под пакером делают заключение о негерметичности эксплуатационной колонны (Заявка №2002111062, кл. Е 21 В 47/00, опубл. 2003.11.10 - прототип).

Недостатком известного способа является опасность возникновения мест негерметичности эксплуатационной колонны при создании избыточного давления в межтрубном пространстве. Кроме того, вследствие сообщения подпакерного пространства с пластом происходит влияние пластового давления на показания измерений, что снижает точность исследований.

В изобретении решается задача повышения достоверности определения герметичности нагнетательной скважины.

Задача решается тем, что в способе контроля герметичности нагнетательной скважины, включающем остановку скважины, регистрацию изменения давления в межтрубном пространстве, перекрытом пакером, и в скважинном пространстве и определение герметичности межтрубного пространства, согласно изобретению 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.

Признаками изобретения являются:

1. остановка скважины;

2. регистрация изменения давления в межтрубном пространстве, перекрытом пакером;

3. регистрация изменения давления в скважинном пространстве;

4. определение герметичности межтрубного пространства по соотношению измеренных давлений;

5. при регистрации изменения давления в скважинном пространстве замер давления на устье на входе в колонну насосно-компрессорных труб;

6. регистрация изменения давления по сравнению давлений до и после остановки скважины по скорости падения давления на устье и в межтрубном пространстве после остановки работающей скважины;

7. регистрация изменения давления 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;

8. выбор в качестве критерия оценки герметичности межтрубного пространства расчетной величины расхода жидкости, входящей или выходящей из межтрубного пространства.

Признаки 1-4 являются общими с прототипом, признаки 5-8 являются существенными отличительными признаками изобретения.

Сущность изобретения

Негерметичность межтрубного пространства нагнетательной скважины, т.е. пространства, ограниченного эксплуатационной колонной, колонной насосно-компрессорных труб и пакером, установленным в нижней части скважины, приводит к нежелательным перетокам жидкости в затрубном пространстве (за эксплуатационной колонной), пропускам жидкости пакером или протечкам закачиваемой жидкости через несплошности колонны насосно-компрессорных труб в межтрубное пространство. Такие перетоки и протечки способствуют удалению из межтрубного пространства антикоррозионной жидкости, повышенной коррозии эксплуатационной колонны и ее преждевременному выходу из строя. Существующие способы оценки негерметичности определяют негерметичность или только эксплуатационной колонны без определения негерметичности прочего оборудования скважины, такого как пакер, колонна насосно-компрессорных труб, или определяют негерметичность при каком-либо одном виде изменения состояния скважины, т.е. только при ее остановке без анализа негерметичности при запуске скважины под закачку. Все это вносит погрешности в определение негерметичности и снижает точность определений. В предложенном способе решается задача повышения точности определения негерметичности межтрубного пространства скважины. Задача решается следующим образом.

В нагнетательной скважине, снабженной эксплуатационной колонной, колонной насосно-компрессорных труб и пакером, перекрывающим межтрубное пространство несколько выше интервала продуктивного пласта, проводят контроль герметичности межтрубного пространства. Для этого регистрируют изменения давления на устье скважины в межтрубном пространстве и 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. Такой подход к регистрации изменения давлений вызван тем, что интенсивность перетоков жидкости при повышении и при снижении давления в скважине может быть разной и не совпадать по абсолютной величине. Так, например, пакер может пропускать жидкость в одном направлении и не пропускать в другом, перетоки в затрубном пространстве могут проявляться и возникать не мгновенно, а с задержкой во времени и т.п. Выявление изменения давления только при приостановке скважины или только при пуске скважины под закачку даже при их несовпадении уже свидетельствует о негерметичности межтрубного пространства.

Чем медленнее меняется давление в межтрубном пространстве по сравнению с давлением в колонне насосно-компрессорных труб, тем более герметично межтрубное пространство. Одновременно с замером изменения давления можно замерить изменение уровня жидкости в межтрубном пространстве, например, с помощью эхолота. При падении уровня жидкости в межтрубном пространстве после остановки скважины или очень низком постоянном уровне можно предположить, что межтрубное пространство не герметично. Если скважина не под закачкой, то для определения негерметичности временно пускают скважину под закачку. 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.

В предложенном способе изменение объема dV капельной жидкости в межтрубном пространстве при изменении давления в межтрубном пространстве на dP определяется уравнением:

dV=-β V₀dP,

где dV - величина изменения объема при перепаде давления на dP в пределах изменений объема от 0 до 0,15 м³;

V₀ - начальный объем жидкости в межтрубном пространстве, м³, в пределах изменений от 6 до 26 м³ при наличии колонны насосно-компрессорных труб;

V₀=S₀L,

где S₀ - площадь затрубного пространства, м², в пределах изменений от 0,005099 м² до 0,015763 м²;

L - длина эксплуатационной колонны до пакера, м, в пределах изменений от 900 до 1900 м;

D_вн - внутренний диаметр эксплуатационной колонны, м, в пределах изменений от 0,102 до 0,168 м;

d_нар - наружный диаметр колонны насосно-компрессорных труб, м, в пределах изменений от 0,0603 до 0,102 м;

β - средний коэффициент объемного сжатия в интервале давлений P₁-Р₂=dP;

Коэффициент β зависит от рода жидкости, ее температуры и давления.

Пределы изменений β =(4-7)· 10^-10 Па^-1 (для нефти без газа)

Для большинства пластовых нефтей β =(7-30)· 10^-10 Па^-1.

Пределы изменений β =4,5-5,29· 10^-4 Па^-1 (для пресной воды)

Пределы изменений β =3,7· 10^-10-5,0 Па^-1 (для пластовой воды)

dP=(Р_межтр1-Р_межтр2) - изменение давление в межтрубном пространстве за время замера, МПа;

dP может изменяться от 0,1 до 15 МПа (10⁵ Па до 15· 10⁶ Па) в зависимости от давления перекачиваемой жидкости и герметичности межтрубного пространства.

Р_межтр1 - первый замер давления в межтрубном пространстве при работающей скважине;

Р_межтр2 - последний замер давления в межтрубном пространстве при остановленной скважине;

Q - расход негерметичности системы в пределах изменений от 0 до 3,5 м³/ч (от 0 до 3500 л/ч);

где Т - время, в течение которого определяют перепад давления. Время замера зависит от величины перепада давления и может колебаться от 5 мин до 1 часа и более.

Для определения степени герметичности системы: эксплуатационная колонна - колонна насосно-компрессорных труб - пакер, по этому методу используется также коэффициент негерметичности системы К_н=dP_затр/dP_уст. Этот коэффициент показывает зависимость между скоростью изменения давления в межтрубном пространстве скважины и скоростью изменения давления на устье скважины за один и тот же промежуток времени.

При К=1, (dP_затр=dP_уст) система негерметична.

При К=0, (dР_затр=0) система герметична.

Критерии герметичности межтрубного пространства следующие: Q менее 5 л/час (5· 10^-3 м³/час) - система считается герметичной; Q более 5 л/час - система считается негерметичной.

Значение герметичности при расходе Q до 5 л/час (5· 10^-3 м³/час) определялось сравнительными испытаниями путем замера изменения давления, расчета расхода жидкости по формуле и путем стравливания давления из затрубного пространства и определения наличия циркуляции из затрубного пространства при промысловых испытаниях.

При расходе Q до 5 л/час перетоки в межтрубное пространство и из него незначительны и при этом невелики потери антикоррозионной жидкости и воздействие давления закачки на эксплуатационную колонну.

Пример конкретного выполнения

Выполняют контроль герметичности нагнетательной скважины, снабженной эксплуатационной колонной, колонной насосно-компрессорных труб и пакером, перекрывающим межтрубное пространство выше интервала продуктивного пласта на 1690 м. Через нагнетательную скважину закачивают воду с давлением на устье 10 МПа и расходом 289 м³/сут. (12 м³/час). Проводят замер давления на устье на входе в колонну насосно-компрессорных труб и в межтрубном пространстве манометром марки МП4-УУ2. Данные замера следующие: давление на устье на входе в колонну насосно-компрессорных труб равно 10 МПа, в межтрубном пространстве - 6 МПа. Останавливают скважину. Регистрируют изменение давления через 1 час после остановки скважины на устье на входе в колонну насосно-компрессорных труб и в межтрубном пространстве. Данные замера следующие: давление на устье на входе в колонну насосно-компрессорных труб равно 7 МПа, в межтрубном пространстве - 4,45 МПа. Пускают скважину под закачку воды. Регистрируют изменение давления через 13 мин после пуска скважины на устье, на входе в колонну насосно-компрессорных труб и в межтрубном пространстве. Данные замера следующие: давление на устье на входе в колонну насосно-компрессорных труб равно 9,3 МПа, в межтрубном пространстве - 4,9 МПа.

Определяют расход негерметичности межтрубного пространства нагнетательной скважины при остановке скважины на 1 час.

Q=β V₀dР_затр/Т=-7· 10^-10·^{16,8585· 3· 106/1=0,01828 м3/чac.}

V₀ - начальный объем жидкости в межтрубном пространстве 16,8585 м³,

V₀=S₀·_L,

где S₀ - площадь межтрубного пространства 0,00997 м²;

L - длина эксплуатационной колонны до пакера, 1690 м;

D_вн - внутренний диаметр эксплуатационной колонны 0,152 м;

d_нар - наружный диаметр колонны насосно-компрессорных труб 0,102 м;

dP_затр=155* 10⁴ Па.

Т=1 час.β =7· 10^-10 Па^-1;

Определяем расход негерметичности межтрубного пространства нагнетательной скважины за 13 мин после пуска скважины.

Q=-β V₀dР_затр·_{60/Т=-7· 10^-10·^{16,8585· 45· 104·60/13=0,0245 м3/час.}}

dP_зaтp=45· 10⁴ Пa.

Т=13 мин, β =7· 10^-10Пa^-1; (в межтрубном пространстве закачена антикоррозионная жидкость на нефтяной основе)

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 судят о герметичности межтрубного пространства. При определении герметичности межтрубного пространства за критерий оценки герметичности межтрубного пространства принимают расчетную величину расхода жидкости, входящей или выходящей из межтрубного пространства скважины, которая в данном случае равна 0,0245 м³/час и 0,01828 м³/час (более 5 л/час) Вывод: межтрубное пространство негерметично.

Коэффициенты негерметичности системы в данном случае равны

Для периода остановки скважины К=dP_затр/dP_уст=1,55/3=0,516;

Система негерметична на 50%.

Для периода пуска скважины К=dР_затр/dР_уст=0,45/2,3=0,196.

Система негерметична на 19,6%.

Это происходит из-за того, что при пуске скважины давление на устье растет быстрее, чем при остановке, и эффективность пакера при этом различна.

Применение предложенного способа позволит повысить достоверность определения герметичности эксплуатационной колонны нагнетательной скважины.