способ опрессовки скважины, оборудованной колонной насосно-компрессорных труб

Формула изобретения

Способ опрессовки скважины, оборудованной колонной насосно-компрессорных труб, включающий замер давления на устье в межтрубном пространстве и регистрацию изменения давления, отличающийся тем, что предварительно скважину заполняют тяжелой жидкостью, в скважину по колонне насосно-компрессорных труб спускают на полом геофизическом кабеле рукавный пакер, выводят рукавный пакер из колонны насосно-компрессорных труб и герметизируют на устье скважины вход кабеля в колонну насосно-компрессорных труб, по полому геофизическому кабелю в рукавный пакер закачивают легкую жидкость с плотностью менее плотности жидкости в скважине, легкую жидкость закачивают до раскрытия пакера и постановки в обсадной колонне ниже колонны насосно-компрессорных труб, продолжают закачку легкой жидкости в пакер по геофизическому кабелю и одновременно закачивают тяжелую жидкость с устья в межтрубное пространство скважины, разность давлений внутри кабеля и в межтрубном пространстве поддерживают не более такой, какая регламентирована по техническим условиям на предельное допустимое внутреннее давление в кабеле, а после проведения замера давления в межтрубном пространстве и регистрации изменения давления стравливают давление из геофизического кабеля и из межтрубного пространства, поддерживая разность давлений внутри кабеля и в межтрубном пространстве не более такой, какая регламентирована по техническим условиям на предельное допустимое внутреннее давление в кабеле, и поднимают из скважины полый геофизический кабель и рукавный пакер.

Описание изобретения к патенту

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

Известен способ определения негерметичности обсадной колонны скважины, оборудованной колонной насосно-компрессорных труб, включающий регистрацию расхода закачиваемой в скважину жидкости расходомером, спускаемым ниже воронки колонны насосно-компрессорных труб. Регистрацию расхода закачиваемой жидкости осуществляют одновременно и на устье скважины расходомером такой же конструкции, что и спускаемый в скважину, на отрезке трубы в линии нагнетания, находящейся в промежутке между насосным агрегатом и устьем скважины. По несоответствию расходов закачиваемой воды, регистрированных расходомерами, судят о негерметичности эксплуатационной колонны. В качестве расходомеров используют расходомеры электромагнитного действия, а диаметр отрезка трубы выбирают равным диаметру эксплуатационной колонны скважины. При этом в качестве закачиваемой жидкости в скважину выбирают электропроводную жидкость (Патент РФ №2211327, опубл. 2003.08.27).

Способ основан на определении расхода. Способ сложен, требует оснащения специальными приспособлениями, не всегда достаточно точен.

Известен способ исследования на герметичность нагнетательной скважины, оборудованной насосно-компрессорными трубами, который предусматривает отбор жидкости из скважины и закачку ее обратно по межтрубному пространству. Перед отбором жидкости сначала определяют фоновое значение температуры скважины вдоль ее ствола после предварительной остановки и восстановления квазистационарного режима. При этом отбор жидкости осуществляют в количестве до одного объема ствола скважины, причем частями по равному объему. Отобранную жидкость закачивают в скважину по аналогичной схеме, что и при отборе. После каждого отбора и закачки регистрируют изменения температуры вдоль ствола скважины перемещением термометра внутри колонны насосно-компрессорных труб. Затем полученные термограммы сопоставляют с фоновым значением температуры скважины (Патент РФ 2166628, опубл. 2001.05.10).

Способ основан на определении температуры. Способ недостаточно точен вследствие влияния на термометрию большого количества факторов.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ контроля герметичности 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, опубл. 2005.02.20 - прототип).

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

В предложенном изобретении решается задача повышения точности опрессовки.

Задача решается тем, что в способе опрессовки скважины, оборудованной колонной насосно-компрессорных труб, включающем замер давления на устье в межтрубном пространстве и регистрацию изменения давления, согласно изобретению предварительно скважину заполняют тяжелой жидкостью, в скважину по колонне насосно-компрессорных труб спускают на полом геофизическом кабеле рукавный пакер, выводят рукавный пакер из колонны насосно-компрессорных труб и герметизируют на устье скважины вход кабеля в колонну насосно-компрессорных труб, по полому геофизическому кабелю в рукавный пакер закачивают легкую жидкость с плотностью менее плотности жидкости в скважине, легкую жидкость закачивают до раскрытия пакера и постановки в обсадной колонне ниже колонны насосно-компрессорных труб, продолжают закачку легкой жидкости в пакер по геофизическому кабелю и одновременно закачивают тяжелую жидкость с устья в межтрубное пространство скважины, разность давлений внутри кабеля и в межтрубном пространстве поддерживают не более такой, какая регламентирована по техническим условиям на предельное допустимое внутреннее давление в кабеле, а после проведения замера давления в межтрубном пространстве и регистрации изменения давления стравливают давление из геофизического кабеля и из межтрубного пространства, поддерживая разность давлений внутри кабеля и в межтрубном пространстве не более такой, какая регламентирована по техническим условиям на предельное допустимое внутреннее давление в кабеле, и поднимают из скважины полый геофизический кабель и рукавный пакер.

Признаками изобретения являются:

1) замер давления на устье в межтрубном пространстве;

2) регистрация изменения давления;

3) предварительное заполнение скважины тяжелой жидкостью;

4) спуск в скважину по колонне насосно-компрессорных труб на полом геофизическом кабеле рукавного пакера;

5) вывод рукавного пакера из колонны насосно-компрессорных труб;

6) герметизация на устье скважины входа кабеля в колонну насосно-компрессорных труб;

7) по полому геофизическому кабелю в рукавный пакер закачка легкой жидкости с плотностью менее плотности жидкости в скважине;

8) закачка легкой жидкости до раскрытия пакера и постановки в обсадной колонне ниже колонны насосно-компрессорных труб;

9) продолжение закачки легкой жидкости в пакер по геофизическому кабелю и одновременная закачка тяжелой жидкости с устья в межтрубное пространство скважины;

10) поддержание разности давлений внутри кабеля и в межтрубном пространстве не более такой, какая регламентирована по техническим условиям на предельное допустимое внутреннее давление в кабеле;

11) после проведения замера давления в межтрубном пространстве и регистрации изменения давления стравливание давления из геофизического кабеля и из межтрубного пространства, поддерживая разность давлений внутри кабеля и в межтрубном пространстве не более такой, какая регламентирована по техническим условиям на предельное допустимое внутреннее давление в кабеле;

12) подъем из скважины полого геофизического кабеля и рукавного пакера.

Признаки 1, 2 являются общими с прототипом, признаки 3-12 являются существенными отличительными признаками изобретения.

Сущность изобретения

Подъем и спуск колонны насосно-компрессорных труб из скважины требуют больших трудозатрат и стоят весьма дорого. Поэтому в последнее время стремятся проводить работы на скважине без спуско-подъемных операций. Разработанный способ позволяет проводить опрессовку обсадной колонны и колонны насосно-компрессорных труб без проведения спуско-подъемных операций. Кроме того, способ отличается от известных способов опрессовки повышенной точностью опрессовки, т.е. точностью определения герметичности или негерметичности скважины. Способ реализуют следующим образом.

Скважину заполняют тяжелой жидкостью, т.е. жидкостью повышенной плотности, например минерализованной водой, пластовой водой и т.п. В скважину по колонне насосно-компрессорных труб спускают на полом геофизическом кабеле рукавный (надувной) пакер, выводят рукавный пакер из колонны насосно-компрессорных труб и герметизируют на устье скважины вход кабеля в колонну насосно-компрессорных труб. По полому геофизическому кабелю в рукавный пакер закачивают легкую жидкость с плотностью менее плотности жидкости в скважине, например пресную воду, легкую нефть и т.п. Легкую жидкость закачивают до раскрытия пакера и постановки в обсадной колонне ниже колонны насосно-компрессорных труб. Пространство скважины оказывается изолировано от низа скважины, где расположен продуктивный пласт. Во избежание раздува или порыва полого геофизического кабеля продолжают закачку легкой жидкости в пакер по геофизическому кабелю и одновременно закачивают тяжелую жидкость с устья в межтрубное пространство скважины. Таким образом создают противодавление снаружи на полый геофизический кабель, препятствующее его раздуванию. Разность давлений внутри кабеля и в межтрубном пространстве поддерживают не более такой, какая регламентирована по техническим условиям на предельное допустимое внутреннее давление в кабеле. Проводят замер давления на устье в межтрубном пространстве и регистрацию изменения давления. Оценивают герметичность обсадной колонны. Стравливают давление из геофизического кабеля и из межтрубного пространства, поддерживая разность давлений внутри кабеля и в межтрубном пространстве не более такой, какая регламентирована по техническим условиям на предельное допустимое внутреннее давление в кабеле.

Для складывания рукавного пакера давление в межтрубном пространстве оставляют большим, чем внутри кабеля и пакера. После складывания пакера стравливают давление из межтрубного пространства. Под действием тяжелой жидкости выдавливается легкая жидкость из рукавного пакера, который дополнительно воспринимает складывающее воздействие и в сложенном состоянии вместе с кабелем извлекается через колонну насосно-компрессорных труб из скважины.

Для определения герметичности колонны насосно-компрессорных труб рукавный пакер спускают до низа колонны без выхода в пространство скважины, а тяжелую жидкость закачивают с устья во внутреннюю полость колонны насосно-компрессорных труб.

В качестве рукавного пакера используют, например, пакер марки ТГ (1×3,0 гк + 2×0,75)-10-100 или другие. Преимуществом такого кабеля является легкость прохождения по колонне насосно-компрессорных труб и легкость извлечения из скважины. Рукавный пакер крепится к полому геофизическому кабелю посредством кабельной головки.

Пример конкретного выполнения

Проводят опрессовку нагнетательной скважины, оборудованной колонной насосно-компрессорных труб. Скважину заполняют минерализованной водой плотностью 1,1 г/см ³. В скважину по колонне насосно-компрессорных труб на глубину 1500 м спускают на полом геофизическом кабеле марки ТГ (1×3,0 гк + 2×0,75)-10-100 рукавный (надувной) пакер, выводят рукавный пакер из колонны насосно-компрессорных труб и герметизируют на устье скважины вход кабеля в колонну насосно-компрессорных труб. По полому геофизическому кабелю в рукавный пакер закачивают легкую жидкость - пресную воду. Легкую жидкость закачивают под давлением 5 МПа до раскрытия пакера и постановки в обсадной колонне ниже колонны насосно-компрессорных труб. Продолжают закачку легкой жидкости в пакер по геофизическому кабелю и одновременно закачивают тяжелую жидкость с устья в межтрубное пространство скважины. Давление внутри кабеля поддерживают 15 МПа, давление в межтрубном пространстве поддерживают 10 МПа. Максимальное внутреннее давление кабеля по техническим условиям составляет 15 МПа. Проводят замер давления на устье в межтрубном пространстве и регистрацию изменения давления. Устанавливают, что скважина герметична. Стравливают давление из геофизического кабеля и из межтрубного пространства, поддерживая разность давлений внутри кабеля и в межтрубном пространстве не более такой, какая регламентирована по техническим условиям на предельное допустимое внутреннее давление в кабеле, т.е. не более 15 МПа. Для складывания рукавного пакера давление в межтрубном пространстве оставляют 5 МПа при полном стравливании давления внутри кабеля и пакера. После складывания пакера стравливают давление из межтрубного пространства. Под действием тяжелой жидкости после стравливания давления из межтрубного пространства из пакера продолжает выдавливаться легкая жидкость. Пакер дополнительно воспринимает нагрузку, приводящую к его складыванию. В сложенном состоянии вместе с кабелем рукавный пакер извлекают через колонну насосно-компрессорных труб из скважины. За счет изоляции скважины от продуктивного пласта и создания давления в закрытом межтрубном пространстве повышается точность определения герметичности скважины.

Применение предложенного способа позволит добиться повышения точности опрессовки скважины.