Способ контроля герметичности нагнетательной скважины (варианты)

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способам оценки герметичности эксплуатационной колонны нагнетательных скважин, оборудованных насосно-компрессорными трубами (НКТ) и межтрубным пакером.

Известен способ исследования на герметичность эксплуатационной колонны нагнетательной скважины (патент РФ №2225506, МПК Е21 В47/00, опубл. 10.03.2004 г.), 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.

Недостатком способа является сложность технической реализации, и необходимость спуска в скважину дополнительного оборудования.

Известен способ контроля герметичности эксплуатационной колонны нагнетательной скважины (патент РФ №2214508, МПК Е21В 47/00, Е21В 17/00, опубл. 20.10.2003 г.), 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 К1 кривой падения давления из соотношения: K1=ΔP1/Δt1, где ΔP1 - 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 К2 кривой падения давления частотой не менее чем один раз в год, при этом эксплуатационная колонна не герметична, если К2>К1, при условии, что после определения К1 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.

Недостатком способа является большая длительность испытания на герметичность, сложность технической реализации.

Наиболее близким к предложенному является способ контроля герметичности нагнетательной скважины (патент РФ №2246613. МПК Е21В 47/00, опубл. 20.02.2005 г.), 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.

Недостатком способа является невозможность его применения в работающей скважине, испытание проводится перед пуском скважины, кроме того способ является сложным в технической реализации.

Задачей изобретения является оперативное выявление негерметичности эксплуатационной колонны, НКТ и межтрубного пакера.

Технический результат изобретения заключается в упрощении реализации способа, в минимализации затрат по времени и оборудованию.

Поставленная задача решается и технический результат достигается двумя вариантами способа контроля герметичности нагнетательной скважины.

По первому варианту скважину останавливают, регистрируют изменение давления в межтрубном пространстве, перекрытом пакером, до и после остановки скважины, оценивают герметичность межтрубного пространства. В отличие от прототипа осуществляют измерение расхода и температуры закачиваемой жидкости в процессе работы скважины, по данным измерений строят модельные термограммы в режиме закачки и остановки, затем находят разностную кривую изменения температуры по стволу скважины, а по ее усредненному значению получают среднюю величину перепада температуры по стволу скважины, по которому рассчитывают изменение давления в межтрубном пространстве, исходя из зависимости

dP_расч=α/β*dT,

где α - коэффициент термического расширения жидкости, β - коэффициент сжимаемости жидкости, dT - изменение температуры жидкости, причем расчетное значение изменения межтрубного давления dP_расч сравнивают с измеренным изменением межтрубного давления на устье dP_изм и по результатам сравнения оценивают герметичность межтрубного пространства скважины, исходя из условия dP_изм=dP_расч, соблюдение которого соответствует герметичности системы: насосно-компрессорная труба, эксплуатационная колонна и межтрубный пакер.

По второму варианту скважину останавливают, регистрируют изменение давления в межтрубном пространстве, перекрытом пакером, до и после остановки скважины, оценивают герметичность межтрубного пространства. В отличие от прототипа осуществляют измерение фактической температуры по стволу скважины в процессе работы и после остановки скважины, затем находят разностную кривую изменения температуры по стволу скважины, а по ее усредненному значению получают среднюю величину перепада температуры по стволу скважины, по которому рассчитывают изменение давления в межтрубном пространстве, исходя из зависимости

dP_расч=α/β*dT,

где α - коэффициент термического расширения жидкости, β - коэффициент сжимаемости жидкости, dT - изменение температуры жидкости, причем расчетное значение изменения межтрубного давления dP_расч сравнивают с измеренным изменением межтрубного давления на устье dP_изм и по результатам сравнения оценивают герметичность межтрубного пространства скважины, исходя из условия dP_изм=dP_расч, соблюдение которого соответствует герметичности системы: насосно-компрессорная труба, эксплуатационная колонна и межтрубный пакер.

Сущность изобретения поясняется графиками, где на фиг. 1 показано сопоставление фактических замеров межтрубного давления на устье скважины и забойного давления на глубине 2900 м, на фиг. 2 показана диаграмма фактического распределения температуры, на фиг. 3 показано сопоставление фактических и модельных распределений температуры.

Способ осуществляют следующим образом.

После остановки скважины (на фиг. 1 время 18.00 час) идет рост межтрубного давления от 0 до 48,5 атм. Как правило после отключения закачки в нагнетательной скважине забойное давление в скважине падает. Из фиг. 1. видно, что забойное давление не коррелирует с межтрубным, что указывает на отсутствие связи межтрубья с НКТ. Рост давления в межтрубье обусловлен эффектом термического расширения жидкости, находящейся в замкнутом объеме межтрубья.

Рассчитаем изменение давления в межтрубье dP_расч при термическом расширении жидкости.

Запишем формулу для изменения объема жидкости dV при термическом расширении [Котяхов Ф.И. Основы физики нефтяного пласта 1956, с 272]:

;

Где V - замкнутый объем межтрубья,

α - коэффициент термического расширения воды (в диапазоне температур 40-70°С равен 3*10^-4 1/К),

dT - изменение температуры жидкости.

Запишем формулу для сжимаемости жидкости β (для воды 4,5* 10^-5 1/атм)

Где dP_расч - изменение давления в замкнутом объеме межтрубья в атм. Из уравнений 1 и 2 получим выражение для dP_расч

Как видно, данная величина не зависит от объема межтрубного пространства, а зависит от постоянных α, β и изменения температуры по стволу скважины. Для того, чтобы оценить перепад температуры по стволу скважины расчетным путем, получим модельные термограммы в режиме закачки T_i(z,t) и остановки скважины Ts, затем получим разностную термограмму по стволу скважины ΔT, которую после усреднения подставим в формулу (3).

Модельное распределение температуры по стволу нагнетательной скважины T_i(z,t) с заданными параметрами расхода и температуры закачиваемой воды определяется формулой [Hasan A. R., Kabir С.S. Fluid Row and Heat Transfer in Wellbores. SPE, Texas 2002. 70 c]:

где T₀ - температура нейтрального геотермического;

T_т - температура нагнетаемой воды.

Г - геотермический градиент;

где Q - расход воды;

c_w, ρ_w - удельная теплоемкость и плотность воды;

где r_c, r_w - радиус скважины и радиус потока воды (внутренний диаметр НКТ);

λ_w, λ_f - теплопроводность воды и горных пород;

λ_с - эффективная теплопроводность среды между водой и породой (обсадная колонна и цемент);

Nu - число Нуссельта, которое определяется числом Прандтля (Рr) и числом Рейнольдса (Re) [Арнольд Л.В. Техническая термодинамика и теплопередача 1979 327 с.]:

Здесь Re₁=2100, Rе₂=4000.

где μ_w - вязкость воды;

a_f - температуропроводность горных пород.

Пример расчета модельной термограммы в режиме закачки и сопоставление с фактическим замером показан на фиг. 3. Из графиков видно, что полученная модельная кривая хорошо описывает фактическую замеренную термограмму в режиме закачки.

Модельная термограмма в остановленной скважине Ts определяется формулой [Чекалюк Э.Б. Термодинамика нефтяного пласта. М.: Недра, 1965 238 с.]:

где t_s - время после остановки скважины;

T_t(z, t) - температура в режиме закачки.

Пример расчета модельной термограммы в режиме остановки и сопоставление с фактическим замером показан на фиг. 3. Из графиков видно, что полученная модельная кривая хорошо описывает фактическую замеренную термограмму в остановленном режиме.

После расчета термограммы в режиме закачки T_i(z,t) и термограммы в остановленной скважине T_s(z, t_s) определяют разностную кривую ΔT. Полученную разностную кривую усредняют и получают среднюю величину перепада температуры по стволу скважины dT.

Окончательный расчет изменения давления dP_расч производят по формуле (3):

Критерии герметичности:

если dP_изм = dP_расч, то система НКТ, ЭК и межтрубный пакер герметична, где dP_изм - измеренное изменение межтрубного давления на устье, dP_расч - расчетное значение изменения межтрубного давления.

Второй вариант определения герметичности реализуют с использованием замеров температуры пр стволу скважины, осуществляемых при промыслово-геофизических исследованиях скважины (фиг. 2). В отличие от первого варианта вместо модельных термограмм используют фактические замеры. Аналогично первому варианту определяют разностную кривую dT, усредняют и рассчитывают изменение межтрубного давления dP_расч пo формуле (3).

Критерием герметичности аналогично первому варианту является: если dP_изм=dP_расч, то система НКТ, ЭК и межтрубный пакер герметична, где dP_изм - измеренное изменение межтрубного давления на устье, dP_расч - расчетное значение изменения межтрубного давления.

Таким образом, для исследования герметичности нагнетательной скважины по предложенному способу не требуется привлечение специальной техники; способ прост в технической реализации и осуществляется с минимальными затратами времени.