RU2291274C1 - Способ опрессовки эксплуатационной колонны скважины на приток жидкости - Google Patents
Способ опрессовки эксплуатационной колонны скважины на приток жидкости Download PDFInfo
- Publication number
- RU2291274C1 RU2291274C1 RU2005139331/03A RU2005139331A RU2291274C1 RU 2291274 C1 RU2291274 C1 RU 2291274C1 RU 2005139331/03 A RU2005139331/03 A RU 2005139331/03A RU 2005139331 A RU2005139331 A RU 2005139331A RU 2291274 C1 RU2291274 C1 RU 2291274C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- cavity
- pressure
- hollow
- integrity
- Prior art date
Links
Abstract
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может найти применение при опрессовке эксплуатационной колонны скважины. Обеспечивает расширение возможностей опрессовки для любой скважины и точного определения места нарушения целостности эксплуатационной колонны на приток жидкости через нарушения в колонну. Сущность изобретения: в скважине проводят разделение внутреннего пространства скважины на 3 полости: 1 - полость от устья скважины до промежуточной глубины, 2 - полость скважины от промежуточной глубины до кровли продуктивного пласта и 3 - полость ниже кровли продуктивного пласта. Отделяют эти три полости друг от друга. В полости 2 замеряют давление. Перекачивают жидкость из полости 2 в полость 1. Прекращают перекачку жидкости. Определяют изменение давления в полости 2. При неизменности давления в полости 2 в течение контрольного времени делают заключение о целостности эксплуатационной колонны в интервале полости 2. При наличии изменений давления делают заключение о наличии нарушений целостности эксплуатационной колонны. По времени изменения давления в полости 2 оценивают в количественном отношении приток жидкости в скважину. Для определения точного места нарушения целостности эксплуатационной колонны на приток жидкости повторяют операции на новых более низких местоположениях промежуточной глубины до достижения целостности эксплуатационной колонны.
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может найти применение при опрессовке эксплуатационной колонны скважины.
Известен способ контроля герметичности (опрессовки) эксплуатационной колонны нагнетательной скважины. Способ предусматривает изменение режима работы скважины путем прикрытия 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 К2 больше К1, при условии, что после определения К1 в этой скважине не проводились работы по увеличению проницаемости пласта (патент РФ №2214508, опубл. 2003.10.20).
Известный способ пригоден для опрессовки только нагнетательной скважины и не позволяет точно установить место нарушения герметичности. Способ не пригоден при проведении работ по увеличению проницаемости пласта.
Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ контроля герметичности (опрессовки) эксплуатационной колонны нагнетательной скважины. Прикрытием задвижки на устье скважины меняют режим работы скважины: уменьшают расход рабочей жидкости на 30-50% от первоначального. Изменение давления Р фиксируют в промежутке времени t с момента изменения режима работы скважины, в процессе которого наблюдается максимальный темп падения давления, до его стабилизации. Определяют коэффициент падения давления К1 как P/t. Аналогично частотой не менее одного раза в год определяют коэффициент К2 кривой падения давления. Сравнивают К1 и К2. Если К2 меньше К1, то эксплуатационная колонна герметична. Если К2 больше К1 и после определения К1 в этой скважине не проводились работы по увеличению проницаемости пласта, то эксплуатационная колонна негерметична. В последнем случае скважину дополнительно исследуют с использованием геофизических приборов для уточнения характера и места негерметичности эксплуатационной колонны (патент РФ №2165016, опубл. 2001.04.10 - прототип).
Известный способ пригоден для опрессовки только нагнетательной скважины и не позволяет точно установить место нарушения герметичности на приток жидкости в колонну скважины.
В предложенном способе решается задача расширения возможностей опрессовки для любой скважины и точного определения места нарушения целостности эксплуатационной колонны на приток жидкости через нарушения в колонну.
Задача решается тем, что в способе опрессовки эксплуатационной колонны скважины, включающем изменение давления и его анализ, согласно изобретению в скважине проводят разделение внутреннего пространства скважины на 3 полости: 1 - полость от устья скважины до промежуточной глубины, 2 - полость скважины от промежуточной глубины до кровли продуктивного пласта и 3 - полость ниже кровли продуктивного пласта, отделяют эти три полости друг от друга, в полости 2 замеряют давление, изменение давления выполняют перекачкой жидкости из полости 2 в полость 1, прекращают перекачку жидкости, а при анализе изменения давления определяют изменение давления в полости 2, при неизменности давления в полости 2 в течение контрольного времени делают заключение о целостности эксплуатационной колонны в интервале полости 2, при наличии изменений давления делают заключение о наличии нарушений целостности эксплуатационной колонны, по времени изменения давления в полости 2 оценивают в количественном отношении приток жидкости в скважину, а для определения точного места нарушения целостности эксплуатационной колонны повторяют операции на новых более низких местоположениях промежуточной глубины до достижения целостности эксплуатационной колонны.
Признаками изобретения являются:
1) изменение давления;
2) анализ изменения давления;
3) разделение внутреннего пространства скважины на 3 полости: 1 - полость от устья скважины до промежуточной глубины, 2 - полость скважины от промежуточной глубины до кровли продуктивного пласта и 3 - полость ниже кровли продуктивного пласта;
4) отделение этих трех полостей друг от друга;
5) в полости 2 замер давления;
6) изменение давления перекачкой жидкости из полости 2 в полость 1;
7) прекращение перекачки жидкости;
8) при анализе изменения давления определение изменения давления в полости 2;
9) при неизменности давления в полости 2 в течение контрольного времени вынесение заключения о целостности эксплуатационной колонны в интервале полости 2;
10) при наличии изменений давления вынесение заключения о наличии нарушений целостности эксплуатационной колонны;
11) по времени изменения давления в полости 2 оценка в количественном отношении притока жидкости в скважину;
12) для определения точного места нарушения целостности эксплуатационной колонны повторение операций на новых более низких местоположениях промежуточной глубины до достижения целостности эксплуатационной колонны.
Признаки 1 и 2 являются общими с прототипом, признаки 3-12 являются существенными отличительными признаками изобретения.
Сущность изобретения
Отсутствие герметичности эксплуатационной колонны скважины на приток приводит к заполнению скважины минерализованными водами в процессе добычи нефти. Существующие способы опрессовки эксплуатационной колонны скважины сложны и неточны. Они не позволяют с достаточной точностью определить местоположение нарушения целостности эксплуатационной колонны. Кроме того, известные способы предназначены для опрессовки только нагнетательной скважины. В предложенном способе решается задача расширения возможностей опрессовки для любой скважины и точного определения места нарушения герметичности.
Задача решается следующим образом.
Устанавливают в скважине над кровлей пласта автономный манометр и несколько выше пакер двустороннего действия. В скважину до промежуточной глубины спускают на кабеле насос, имеющий обратный клапан. Насос снабжен пакером и глубинным манометром, способным передавать информацию по кабелю. Таким образом разделяют внутреннее пространство скважины на 3 полости: 1 - полость от устья скважины до промежуточной глубины порядка 400-500 м, 2 - полость скважины от промежуточной глубины 400-500 м до кровли продуктивного пласта, 3 - полость ниже кровли продуктивного пласта. Эти три полости отделяют друг от друга двумя пакерами. В полости 2 замеряют давление, затем перекачивают жидкость из полости 2 в полость 1 до уменьшения давления в полости 2 примерно наполовину. Прекращают перекачку жидкости. Обратный клапан препятствует обратному перетеканию жидкости. Определяют изменение давления в полости 2. При неизменности давления в полости 2 в течение 30 мин делают заключение о целостности эксплуатационной колонны в интервале полости 2.
При наличии изменений давления делают заключение о присутствии нарушений целостности эксплуатационной колонны. По времени возрастания давления в полости 2 оценивают в количественном отношении приток жидкости в скважину.
Для определения точного места нарушения целостности эксплуатационной колонны повторяют операции на новых более низких местоположениях промежуточной глубины до достижения целостности эксплуатационной колонны.
Примеры конкретного выполнения
Пример 1. Устанавливают в скважине над кровлей пласта на глубине 1700 м автономный манометр и несколько выше пакер двустороннего действия. В скважину до промежуточной глубины спускают на кабеле насос, имеющий обратный клапан. Насос снабжен пакером и глубинным манометром, способным передавать информацию по кабелю. Таким образом разделяют внутреннее пространство скважины на 3 полости: 1 - полость от устья скважины до промежуточной глубины, равной 500 м, 2 - полость скважины от промежуточной глубины 500 м до кровли продуктивного пласта, 3 - полость ниже кровли продуктивного пласта. Эти три полости отделяют друг от друга двумя пакерами. В полости 2 непосредственно под пакером замеряют давление, которое равно 5 МПа. Затем перекачивают жидкость насосом из полости 2 в полость 1 до уменьшения давления в полости 2 до 2,5 МПа. Производительность насоса 2 л/мин. Прекращают перекачку жидкости. Обратный клапан препятствует обратному перетеканию жидкости. Определяют изменение давления в полости 2. Давление в полости 2 в течение 30 мин не изменяется. Делают заключение о целостности эксплуатационной колонны в интервале полости 2.
Пример 2. Устанавливают в скважине над кровлей пласта на глубине 1750 м автономный манометр и несколько выше пакер двустороннего действия. В скважину до промежуточной глубины спускают на кабеле насос, имеющий обратный клапан. Насос снабжен пакером и глубинным манометром, способным передавать информацию по кабелю. Таким образом разделяют внутреннее пространство скважины на 3 полости: 1 - полость от устья скважины до промежуточной глубины, равной 400 м, 2 - полость скважины от промежуточной глубины 400 м до кровли продуктивного пласта, 3 - полость ниже кровли продуктивного пласта. Эти три полости отделяют друг от друга двумя пакерами. В полости 2 непосредственно под пакером замеряют давление, которое равно 4 МПа. Затем перекачивают жидкость насосом из полости 2 в полость 1 до уменьшения давления в полости 2 до 2 МПа. Производительность насоса 2 л/мин. Время, за которое снизилось давление в полости, 2-3 мин. Прекращают перекачку жидкости. Обратный клапан препятствует обратному перетеканию жидкости. Определяют изменение давления в полости 2. За 6 мин давление в полости 2 восстановилось до начального 4 МПа. Таким образом приток жидкости через нарушение целостности эксплуатационной колонны равен 2×3:6=1 литр в мин.
Для определения интервала нарушения целостности эксплуатационной колонны верхний пакер спускают ниже на 1 м и пакеруют. Повторяют операции. Определяют изменение давления в полости 2. Давление в полости 2 в течение 30 мин не изменяется. Делают заключение о целостности эксплуатационной колонны в интервале полости 2. Поскольку на прежнем местоположении верхнего пакера наблюдалось нарушение целостности эксплуатационной колонны, а на настоящем местоположении его нет, то определяют, что место нарушения целостности эксплуатационной колонны лежит в интервале 1 м вверх от настоящего местоположения верхнего пакера. Проводят работы по ремонту эксплуатационной колонны и вводят скважину в эксплуатацию.
Применение предложенного способа позволит расширить возможности опрессовки для любой скважины и точно определить место нарушения целостности эксплуатационной колонны.
Claims (1)
- Способ опрессовки эксплуатационной колонны скважины на приток жидкости, включающий изменение давления и его анализ, отличающийся тем, что в скважине проводят разделение внутреннего пространства скважины на 3 полости: 1 - полость от устья скважины до промежуточной глубины, 2 - полость скважины от промежуточной глубины до кровли продуктивного пласта и 3 - полость ниже кровли продуктивного пласта, отделяют эти три полости друг от друга, в полости 2 замеряют давление, снижение давления выполняют перекачкой жидкости из полости 2 в полость 1, прекращают перекачку жидкости, а при анализе изменения давления определяют изменение давления в полости 2, при неизменности давления в полости 2 в течение контрольного времени делают заключение о целостности эксплуатационной колонны в интервале полости 2, при наличии изменений давления делают заключение о наличии нарушений целостности эксплуатационной колонны, по времени восстановления давления в полости 2 или количеству откачиваемой жидкости из полости 2 в полость 1 оценивают в количественном отношении приток жидкости в скважину, а для определения точного места нарушения целостности эксплуатационной колонны на приток жидкости повторяют операции на новых более низких местоположениях промежуточной глубины до достижения целостности эксплуатационной колонны.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2005139331/03A RU2291274C1 (ru) | 2005-12-16 | 2005-12-16 | Способ опрессовки эксплуатационной колонны скважины на приток жидкости |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2005139331/03A RU2291274C1 (ru) | 2005-12-16 | 2005-12-16 | Способ опрессовки эксплуатационной колонны скважины на приток жидкости |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2291274C1 true RU2291274C1 (ru) | 2007-01-10 |
Family
ID=37761264
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2005139331/03A RU2291274C1 (ru) | 2005-12-16 | 2005-12-16 | Способ опрессовки эксплуатационной колонны скважины на приток жидкости |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2291274C1 (ru) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2761909C1 (ru) * | 2021-01-11 | 2021-12-14 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Уренгой" | Способ опрессовки эксплуатационной обсадной колонны простаивающей скважины |
| RU2814947C1 (ru) * | 2023-02-21 | 2024-03-06 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Гидродинамический способ проверки надежности изоляции зон поглощения, проводимый перед цементированием обсадных колонн |
-
2005
- 2005-12-16 RU RU2005139331/03A patent/RU2291274C1/ru not_active IP Right Cessation
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2761909C1 (ru) * | 2021-01-11 | 2021-12-14 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Уренгой" | Способ опрессовки эксплуатационной обсадной колонны простаивающей скважины |
| RU2814947C1 (ru) * | 2023-02-21 | 2024-03-06 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Гидродинамический способ проверки надежности изоляции зон поглощения, проводимый перед цементированием обсадных колонн |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN112145155B (zh) | 可偏心测试固井第一界面胶结质量的评价装置的实验方法 | |
| CN100432372C (zh) | 确定地层压力的方法 | |
| RU2349751C2 (ru) | Способ и устройство для контроля качества откачки флюида с помощью анализа скорости притока флюида из породы | |
| US20130311093A1 (en) | Methods and systems for testing the integrity of components of a hydrocarbon well system | |
| US8336620B2 (en) | Well seals | |
| WO2005113938A3 (en) | Methods for using a formation tester | |
| US8408296B2 (en) | Methods for borehole measurements of fracturing pressures | |
| CN107923230B (zh) | 密封盖层的井下完井系统 | |
| RU2371576C1 (ru) | Способ одновременно-раздельного исследования и разработки многопластовых месторождений (варианты) | |
| US20160230484A1 (en) | Wellbore hydraulic compliance | |
| RU2008134796A (ru) | Способ опрессовки и исследования нефтяных и газовых скважин | |
| RU2291274C1 (ru) | Способ опрессовки эксплуатационной колонны скважины на приток жидкости | |
| US20230272707A1 (en) | Method for improving well integrity management for gas lift oil wells | |
| US10100632B2 (en) | Petroleum well formation back pressure field meter system | |
| EP2878766B1 (en) | Petroleum well formation back pressure field meter system | |
| RU2246613C1 (ru) | Способ контроля герметичности нагнетательной скважины | |
| Raaen et al. | Pressure testing of barrier integrity | |
| RU2752802C1 (ru) | Способ определения фильтрационно-емкостных характеристик пласта и способ увеличения нефтеотдачи с его использованием | |
| RU2527960C1 (ru) | Способ исследования скважины | |
| CN204944812U (zh) | 流体性能测试装置 | |
| RU2705117C1 (ru) | Способ определения негерметичности изолирующего скважинного элемента | |
| RU2551038C2 (ru) | Способ контроля герметичности нагнетательной скважины | |
| RU2475641C1 (ru) | Способ исследования герметичности или негерметичности пакерной системы и цементного моста скважины | |
| RU2761909C1 (ru) | Способ опрессовки эксплуатационной обсадной колонны простаивающей скважины | |
| CN111749684A (zh) | 验封测试方法 |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20081217 |