RU2693090C1 - Способ определения герметичности насосно-компрессорных труб в нагнетательных скважинах - Google Patents
Способ определения герметичности насосно-компрессорных труб в нагнетательных скважинах Download PDFInfo
- Publication number
- RU2693090C1 RU2693090C1 RU2018127571A RU2018127571A RU2693090C1 RU 2693090 C1 RU2693090 C1 RU 2693090C1 RU 2018127571 A RU2018127571 A RU 2018127571A RU 2018127571 A RU2018127571 A RU 2018127571A RU 2693090 C1 RU2693090 C1 RU 2693090C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- pressure
- well
- tubing
- packer
- annular space
- Prior art date
Links
- 238000002347 injection Methods 0.000 title claims abstract description 24
- 239000007924 injection Substances 0.000 title claims abstract description 24
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 19
- 230000008859 change Effects 0.000 claims abstract description 9
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 8
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 7
- 238000003825 pressing Methods 0.000 claims abstract description 3
- 230000008569 process Effects 0.000 claims abstract description 3
- 239000000565 sealant Substances 0.000 claims abstract description 3
- 230000008878 coupling Effects 0.000 claims abstract 4
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 claims abstract 4
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 claims abstract 4
- 238000002788 crimping Methods 0.000 claims 1
- 230000008439 repair process Effects 0.000 abstract description 6
- 238000005086 pumping Methods 0.000 abstract description 5
- 238000012360 testing method Methods 0.000 abstract description 5
- 238000009530 blood pressure measurement Methods 0.000 abstract 1
- 238000013461 design Methods 0.000 abstract 1
- 230000007717 exclusion Effects 0.000 abstract 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 abstract 1
- 238000011835 investigation Methods 0.000 abstract 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 6
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 3
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 101100522278 Caenorhabditis elegans ptp-1 gene Proteins 0.000 description 1
- 101100085204 Caenorhabditis elegans ptp-2 gene Proteins 0.000 description 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 1
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/10—Locating fluid leaks, intrusions or movements
- E21B47/117—Detecting leaks, e.g. from tubing, by pressure testing
Landscapes
- Physics & Mathematics (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Examining Or Testing Airtightness (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при эксплуатации нагнетательных скважин оборудованных колонной насосно-компрессорных труб (НКТ) и пакером. Обеспечивает повышение эффективности способа за счет исключения вывоза со скважины исправных, герметичных НКТ и их последующего дорогостоящего ремонта в специализированных предприятих. Способ определения герметичности насосно-компрессорных труб в нагнетательных скважинах включает сборку на устье и спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб диаметром 48-114 мм с пакером диаметром 82-146 мм, предварительно эксплуатационную колонну шаблонируют шаблоном длиной 1-4 м, насосно-компрессорные трубы собирают на высокогерметичных муфтах или муфтах с герметиком на резьбе, перед установкой пакера производится опрессовка труб в следующей последовательности, собирают нагнетательную линию, опрессовывают нагнетательную линию на 1,5-кратное давление от планируемого давления опрессовки НКТ, НКТ опрессовывают на давление 100-250 атм (в зависимости от условий работы труб), в процессе эксплуатации скважины после внедрения глубинного насосного оборудования производят бесподходное исследование герметичности системы НКТ-пакер-ЭК, для этого производят остановку скважины, регистрацию изменения давления в межтрубном пространстве, перекрытом пакером, и 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 расходажидкости, входящей или выходящей из межтрубного пространства скважины, при герметичности системы НКТ-пакер-ЭК и отсутствия избыточного давления в межколонном пространстве при эксплуатации (при условии отсутствия выявленных нарушений ЭК) НКТ признаются герметичными и опрессовку их перед ПРС, КРС не производят, при необходимости опрессовки НКТ перед проведением ремонта скважин после срыва пакера производят опрессовку системы НКТ-пакер-ЭК с помощью насосного агрегата по межтрубному пространству на давление допустимое на ЭК 50-200 атм, при герметичности системы или падения давления на 5% НКТ признают герметичными, при негерметичности сичтемы спускают запорное устройство опрессовочного клапана в трубы, выполняют закачку технологической жидкости в НКТ для доведения клапана (запорного органа) до стопорного кольца (седла), создают давление в НКТ равное 50-250 атм, выдерживают 15-30 мин, при снижении давления в НКТ на 0-5% НКТ признают герметичными.
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при эксплуатации нагнетательных скважин оборудованных колонной насосно-компрессорных труб (НКТ) и пакером.
Из существующего уровня техники известен способ исследования на герметичность эксплуатационной колонны нагнетательной скважины по патенту №2225506, МПК Е21В 47/00. Сущность способ исследования на герметичность эксплуатационной колонны (ЭК) нагнетательной скважины, заключается в том, что способ включает спуск в скважину пакера на кабель-канате, приводящегося в рабочее положение с помощью электрического двигателя, перекрытие стволаскважины пакером, создание давления над пакером путем нагнетания жидкости вскважину, 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, отличающийся тем, что пакер спускают на заданную глубину через трубное пространство насосно-компрессорных труб и при герметичности эксплуатационной колонны только пакер поднимают на поверхность, а при негерметичности эксплуатационной колонны поднимают на поверхность также насосно-компрессорные трубы.
Недостатком известного способа является отсутствие возможности определения герметичности системы НКТ-пакер-ЭК в процессе эксплуатации скважины. Для проведения данного способа требуется свободное прохождение пакера через НКТ.
Известен способ контроля герметичности нагнетательной скважины по патенту №2 551 038, МПК Е21В 47/117 (2012.01), который включает в себя сокращение количества исследований на герметичность системы на скважинах, эксплуатируемых по технологии одновременно-раздельная закачка (ОРЗ). Способ включает: определение фактического перепада давления на пакере ΔРп_ф=Ру1-Ртр1-Ру2+Ртр2-Рпогр1-Рпогр2, где Pyl и Ру2 - замеренное устьевое давление закачки в верхний и нижний пласты соответственно, Ртр1 и Ртр2 - потери давления на трение при движении воды по короткой и длинной колоннам соответственно, Рпогр1 и Рпогр2 - значения абсолютной погрешности измерений техническим манометром по короткой и длинной колоннам соответственно, атм. При этом за критерий оценки герметичности принимают заранее заданную критическую величину перепада давления ΔРп_кр. О герметичности системы судят, сравнивая фактический перепад давления на пакере ΔРп_ф и заранее заданную критическую величину перепада давления, при 
- система герметична. Способ контроля герметичности нагнетательной скважины включает этапы, на которых: регистрируют изменение давления в скважинном пространстве, перекрытом пакером, путем замера давления на устье на входе в колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) в верхнем и нижнем пластах соответственно. Проводят анализ полученных данных и определяют герметичность. При этом предварительно замеряют текущий расход воды по водоводу Qт. О герметичности судят при выполнении следующего условия:, где ΔРу_т и Qт - соответственно замеренные текущий устьевой перепад давления и текущий расход воды по водоводу; ΔРу_n и Qn - соответственно фактический перепад давления и общий расход воды по водоводу, если условие выполняется, скважина герметична.
Недостатком данного способа является отсутствие возможности оператичного определения герметичности системы НКТ-пакер-ЭК в нагнетательных скважинах перед подъемом глубинного насосного оборудования (ГНО) бригадами по ремонту скважин.
Наиболее близкой к заявляемому техническому решению по совокупности существенных признаков и достигаемому техническому результату, является способ контроля герметичности нагнетательной скважины по патенту №2246613, МПК Е21В 47/00, 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.
Недостатками данного технического решения являются то, что она не позволяет проведение определения герметичности системы НКТ-пакер-ЭК на простаивающей скважине (не под закачкой) перед проведением ПРС или КРС. Так же в данном изобретении не предусмотрены мероприятия определяющие герметичность НКТ в отдельности.
В заявленном техническом решении была поставлена задача: создать простой и эффективный способ определения герметичности насосно-компрессорных труб в нагнетательных скважинах, исключающий все вышеперечисленные недостатки предыдущих изобретений, а так же проведение ряда работ по снижению затрат на перевозку со скважины, на скважину и ремонт НКТ в специализированных предприятиях.
Сущность заявленного технического решения заключается в том, что способ определения герметичности насосно-компрессорных труб в нагнетательных скважинах включает сборку на устье и спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб диаметром 48-114 мм с пакером диаметром 82-146 мм. Предварительно эксплуатационную колонну шаблонируют шаблоном длиной 1-4 м. Насосно-компрессорные трубы собирают на высокогерметичных муфтах или муфтах с герметиком на резьбе. Перед установкой пакера производится опрессовка труб в следующей последовательности. Собирают нагнетательную линию. Опрессовывают нагнетательную линию на 1,5-кратное давление от планируемого давления опрессовки НКТ. НКТ опрессовывают на давление 100-250атм (в зависимости от условий работы труб). В процессе эксплуатации скважины после внедрения глубинного насосного оборудования производят бесподходное исследование герметичности системы НКТ-пакер-ЭК. Для это производят остановку скважины, регистрацию изменения давления в межтрубном пространстве, перекрытом пакером, и 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. При герметичности системы НКТ-пакер-ЭК и отсутствия избыточного давления в межколонном пространстве при эксплуатации (при условии отсутствия выявленных нарушений ЭК) НКТ признаются герметичными и опрессовку их перед ПРС, КРС не производят. При необходимости опрессовки НКТ перед проведением ремонта скважин после срыва пакера производят опрессовку системы НКТ-пакер-ЭК с помощью насосного агрегата по межтрубному пространству на давление допустимое на ЭК 50-200атм. При герметичности системы или падения давления на 5% НКТ признают герметичными. При негерметичности сичтемы спускают запорное устройство опрессовочного клапана в трубы. Выполняют закачку технологической жидкости в НКТ для доведения клапана (запорного органа) до стопорного кольца (седла). Создают давление в НКТ равное 50-250атм. Выдерживают 15-30 мин. При снижении давления в НКТ на 0-5% НКТ признают герметичными.
Заявленное техническое решение обеспечивает реализацию поставленных целей, а именно позволило, создать простой и эффективный способ определения герметичности насосно-компрессорных труб в нагнетательных скважинах исключающий все вышеперечисленные недостатки предыдущих изобретений, а так же позволило обеспечить определение герметичности системы НКТ-пакер-ЭК, в том числе насосно-компрессорных труб и пакера в отдельности с оперативным принятием решений по дальнейшей эксплуатации труб без дорогостоящего их вывоза и ремонта в специализированных предприятиях.
Заявленное техническое решение испытано в полевых условиях и показало свою эффективность по сравнению с используемыми ранее способами в ПАО «Татнефть».
Claims (1)
- Способ определения герметичности насосно-компрессорных труб в нагнетательных скважинах включает сборку на устье и спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб диаметром 48-114 мм с пакером диаметром 82-146 мм, предварительно эксплуатационную колонну шаблонируют шаблоном длиной 1-4 м, насосно-компрессорные трубы собирают на высокогерметичных муфтах или муфтах с герметиком на резьбе, перед установкой пакера производится опрессовка труб в следующей последовательности, собирают нагнетательную линию, опрессовывают нагнетательную линию на 1,5-кратное давление от планируемого давления опрессовки НКТ, НКТ опрессовывают на давление 100-250 атм (в зависимости от условий работы труб), в процессе эксплуатации скважины после внедрения глубинного насосного оборудования производят бесподходное исследование герметичности системы НКТ-пакер-ЭК, для этого производят остановку скважины, регистрацию изменения давления в межтрубном пространстве, перекрытом пакером, и 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, при герметичности системы НКТ-пакер-ЭК и отсутствии избыточного давления в межколонном пространстве при эксплуатации (при условии отсутствия выявленных нарушений ЭК) НКТ признаются герметичными и опрессовку их перед ПРС, КРС не производят, при необходимости опрессовки НКТ перед проведением ремонта скважин после срыва пакера производят опрессовку системы НКТ-пакер-ЭК с помощью насосного агрегата по межтрубному пространству на давление, допустимое на ЭК, 50-200 атм, при герметичности системы или падении давления на 5% НКТ признают герметичными, при негерметичности системы спускают запорное устройство опрессовочного клапана в трубы, выполняют закачку технологической жидкости в НКТ для доведения клапана (запорного органа) до стопорного кольца (седла), создают давление в НКТ, равное 50-250 атм, выдерживают 15-30 мин, при снижении давления в НКТ на 0-5% НКТ признают герметичными.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2018127571A RU2693090C1 (ru) | 2018-07-26 | 2018-07-26 | Способ определения герметичности насосно-компрессорных труб в нагнетательных скважинах |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2018127571A RU2693090C1 (ru) | 2018-07-26 | 2018-07-26 | Способ определения герметичности насосно-компрессорных труб в нагнетательных скважинах |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2693090C1 true RU2693090C1 (ru) | 2019-07-01 |
Family
ID=67251850
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2018127571A RU2693090C1 (ru) | 2018-07-26 | 2018-07-26 | Способ определения герметичности насосно-компрессорных труб в нагнетательных скважинах |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2693090C1 (ru) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN112763158A (zh) * | 2020-12-29 | 2021-05-07 | 博众精工科技股份有限公司 | 一种气密性测试装置及测试方法 |
| RU2761909C1 (ru) * | 2021-01-11 | 2021-12-14 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Уренгой" | Способ опрессовки эксплуатационной обсадной колонны простаивающей скважины |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| EP0374984A1 (en) * | 1988-12-21 | 1990-06-27 | Pumptech N.V. | Process for predicting the performance quality of an oil bore hole cementation and evaluating this performance |
| RU2225506C2 (ru) * | 2002-04-24 | 2004-03-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ исследования на герметичность эксплуатационной колонны нагнетательной скважины |
| RU2246613C1 (ru) * | 2004-04-06 | 2005-02-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ контроля герметичности нагнетательной скважины |
| RU2589016C1 (ru) * | 2015-11-05 | 2016-07-10 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ определения герметичности скважинного оборудования при одновременно-раздельной добыче жидкостей из скважины штанговым и электроцентробежным насосом |
-
2018
- 2018-07-26 RU RU2018127571A patent/RU2693090C1/ru active
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| EP0374984A1 (en) * | 1988-12-21 | 1990-06-27 | Pumptech N.V. | Process for predicting the performance quality of an oil bore hole cementation and evaluating this performance |
| RU2225506C2 (ru) * | 2002-04-24 | 2004-03-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ исследования на герметичность эксплуатационной колонны нагнетательной скважины |
| RU2246613C1 (ru) * | 2004-04-06 | 2005-02-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ контроля герметичности нагнетательной скважины |
| RU2589016C1 (ru) * | 2015-11-05 | 2016-07-10 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ определения герметичности скважинного оборудования при одновременно-раздельной добыче жидкостей из скважины штанговым и электроцентробежным насосом |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN112763158A (zh) * | 2020-12-29 | 2021-05-07 | 博众精工科技股份有限公司 | 一种气密性测试装置及测试方法 |
| RU2761909C1 (ru) * | 2021-01-11 | 2021-12-14 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Уренгой" | Способ опрессовки эксплуатационной обсадной колонны простаивающей скважины |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN104131811B (zh) | 一种气井标况下体积泄漏速率获取方法及装置 | |
| RU2693090C1 (ru) | Способ определения герметичности насосно-компрессорных труб в нагнетательных скважинах | |
| US11506050B2 (en) | Hydraulic pressure testing system, and method of testing tubular products | |
| AU2017208692A1 (en) | Method and apparatus for automated pressure integrity testing (apit) | |
| CN110243746A (zh) | 一种穿层钻孔快速原位测试煤层渗透率的装置和方法 | |
| RU2589016C1 (ru) | Способ определения герметичности скважинного оборудования при одновременно-раздельной добыче жидкостей из скважины штанговым и электроцентробежным насосом | |
| CN105569623B (zh) | 用于注水井的井口组合测试装置及其方法 | |
| CN111963154A (zh) | 一种套损油井漏点判识方法 | |
| US12000268B2 (en) | Hydraulic pressure testing system, and method of testing tubular products | |
| RU2551038C2 (ru) | Способ контроля герметичности нагнетательной скважины | |
| RU2513793C1 (ru) | Способ герметизации эксплуатационной колонны | |
| US20230272707A1 (en) | Method for improving well integrity management for gas lift oil wells | |
| RU2732615C1 (ru) | Способ эксплуатации скважины струйным насосом и установка для его реализации | |
| CN115324483A (zh) | 一种全过程密封控压下套管方法 | |
| CN104330311A (zh) | 一种压力管道检测装置及检测方法 | |
| RU2320868C1 (ru) | Способ опрессовки колонны насосно-компрессорных труб нагнетательной скважины | |
| RU2643871C1 (ru) | Способ мониторинга безопасности функционирования скважины подземного хранилища газа | |
| RU2246613C1 (ru) | Способ контроля герметичности нагнетательной скважины | |
| RU2655547C1 (ru) | Способ эксплуатации нагнетательной скважины с однолифтовой многопакерной компоновкой | |
| RU2475641C1 (ru) | Способ исследования герметичности или негерметичности пакерной системы и цементного моста скважины | |
| CN105221101A (zh) | 验套漏封隔器 | |
| RU2728754C2 (ru) | Гидравлическое устройство и способ обнаружения и заделки отверстий или трещин в насосно-компрессорных трубах нефтедобывающей скважины | |
| RU2695910C1 (ru) | Способ эксплуатации нагнетательной скважины при одновременно-раздельной закачке жидкости | |
| RU2614998C1 (ru) | Способ оснащения глубокой газовой скважины компоновкой лифтовой колонны | |
| EA024820B1 (ru) | Способ гидродинамических исследований-диагностики скважины, оборудованной установкой штангового глубинного насоса (шгн) |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| TC4A | Change in inventorship |
Effective date: 20200117 |