RU2761909C1 - Способ опрессовки эксплуатационной обсадной колонны простаивающей скважины - Google Patents

Abstract

Изобретение относится к способам опрессовки эксплуатационных обсадных колонн с обнаружением утечек путем измерения температуры и давления. Технический результат - оценка целесообразности проведения ремонтно-изоляционных работ в составе геолого-технических мероприятий. Способ включает сборку внутрискважинного оборудования с механическим пакером, спуск оборудования в эксплуатационную обсадную колонну скважины. После завершения спуска пакер переводят в рабочее положение, разделяя внутреннее пространство скважины на две полости, затем в колонну насосно-компрессорных труб опускают глубинный автономный термоманометр и выполняют закачку в затрубное пространство скважины опрессовочной жидкости. Герметизируют затрубное пространство, после чего в затрубное пространство скважины нагнетают газ от компрессорной установки для создания избыточного давления в скважине, при котором газожидкостная смесь выносится из трубного пространства на поверхность, останавливают подачу газа, а затрубное пространство повторно герметизируют. Извлекают внутрискважинное оборудование, производят считывание данных с автономных глубинных термоманометров, осуществляют интерпретацию полученных данных; делают вывод о наличии или отсутствии гидродинамической связи между первой и второй полостями эксплуатационной обсадной колонны. 2 з.п. ф-лы, 1 ил.

Description

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способам опрессовки эксплуатационных обсадных колонн с обнаружением утечек путем измерения температуры и давления, и может быть полезно при испытании обсадных колонн простаивающих нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин без изоляции продуктивного интервала с использованием лифтовых насосно-компрессорных труб, скважинных камер с газлифтными клапанами или пусковыми муфтами, механического пакера, контейнера с глубинным автономным манотермометром и глухой пробки.

Из уровня техники известен способ опрессовки колонны эксплуатационных труб [SU 120195 А1, МПК Е21В 17/00, Е21В 34/06, опубл. 17.06.1959], осуществляемый с помощью поршневого насоса с подвижным цилиндром, при этом шток насоса соединяют с колонной опрессовываемых труб, а подвижный цилиндр насоса приводят в движение с помощью талевой системы буровой или эксплуатационной вышки.

Недостатком известного способа является его низкая производительность, вследствие того, что поднятие давления в скважине до нужной величины требует нескольких операций по заполнению цилиндра насоса жидкостью и подъема штока насоса.

Наиболее близким техническим решением к заявленному изобретению и выбранным в качестве прототипа признан способ опрессовки эксплуатационной колонны скважины на приток жидкости [RU 2291274 С1, МПК Е21В 17/00, опубл. 10.01.2007]. Способ включает в себя изменение давления и его анализ, при этом в скважине производят разделение внутреннего пространства скважины на три полости, первая из которых простирается от устья скважины до некоторой промежуточной глубины, вторая полость простирается от промежуточной глубины до кровли продуктивного пласта, а третья полость простирается ниже кровли продуктивного пласта.

Недостатком известного технического решения является его низкая технологичность, так как осуществление способа подразумевает применение двух пакеров двухстороннего действия.

Технической задачей, на решение которой направлено заявленное изобретение, является определение герметичности эксплуатационной колонны простаивающей заглушенной нефтяной, газовой или газоконденсатной скважины без изоляции продуктивного интервала для оценки целесообразности проведения ремонтно-изоляционных работ в составе геолого-технических мероприятий, а также для сокращения времени и финансовых затрат при реализации геолого-технических мероприятий на указанных скважинах.

Указанная задача решена тем, что способ опрессовки эксплуатационной обсадной колонны простаивающей скважины, включает в себя сборку внутрискважинного оборудования, состоящего из колонны насосно-компрессорных труб, снабженной муфтовыми соединениями, выполненными с возможностью гидравлического сообщения между затрубным пространством скважины и трубным пространством колонны насосно-компрессорных труб, в нижней части которой закреплен механический пакер, ниже которого смонтирован хвостовик, в виде насосно-компрессорной стальной трубы, заглушенной пробкой, с закрепленным на ней контейнером с первым глубинным автономным термоманометром. Далее выполняют спуск упомянутого оборудования в эксплуатационную обсадную колонну скважины при этом после завершения спуска оборудования механический пакер переводят в рабочее положение, разделяя внутреннее пространство скважины на две полости, первая из которых простирается от устья скважины до верхней части пакера, а вторая полость простирается от нижней части пакера до кровли продуктивного пласта. Затем в колонну насосно-компрессорных труб на проволоке опускают второй глубинный автономный термоманометр и выполняют закачку в затрубное пространство скважины опрессовочной жидкости, при этом закачку производят до полного заполнения жидкостью первой полости скважины. Далее затрубное пространство герметизируют, после чего по результатам мониторинга значений устьевых давлений трубного и затрубного пространств загерметизированной скважины делают предварительный вывод о герметичности эксплуатационной обсадной колонны скважины; затем в затрубное пространство скважины нагнетают газ от компрессорной установки для создания избыточного давления в скважине, при котором газожидкостная смесь выносится из трубного пространства на поверхность. После прекращения выноса газожидкостной смеси подачу газа останавливают, затрубное пространство повторно герметизируют, через заданный промежуток времени поднимают второй глубинный термоманометр, извлекают внутрискважинное оборудование, производят считывание данных с первого и второго автономных глубинных термоманометров и интерпретацию полученных данных; по характеру кривых изменения температуры и давления, измеренных первым и вторым термоманометрами, делают вывод о наличии или отсутствии гидродинамической связи между первой и второй полостями эксплуатационной обсадной колонны, при этом в случае отсутствия такой связи подтверждают предварительный вывод о герметичности эксплуатационной обсадной колонны скважины.

Положительным техническим результатом, обеспечиваемым раскрытыми выше признаками способа, является повышение технологичности способа опрессовки, что достигается применением при осуществлении способа специализированного внутрискважинного оборудования, которое позволяет исключить необходимость выполнения дополнительных операций по изоляции кровли продуктивного пласта. Дополнительным положительным результатом является повышение достоверности способа опрессовки, за счет применения глубинных автономных термоманометров, позволяющих получить графики кривых изменения температуры и давления, сделать вывод о наличии или отсутствии гидродинамической связи между первой и второй полостями эксплуатационной обсадной колонны, образованных пакером, и при отсутствии такой связи подтвердить предварительный вывод о герметичности эксплуатационной обсадной колонны скважины, сделанный по результатам мониторинга значений устьевых давлений трубного и затрубного пространств загерметизированной после опрессовки скважины.

Изобретение поясняется чертежом, где на фигуре показана схема компоновки специализированного внутрискважинного оборудования.

Внутрискважинное оборудование для осуществления способа устроено следующим образом.

Его основой является колонна насосно-компрессорных труб 1, содержащая насосно-компрессорные стальные трубы 2 диаметром от 60 до 89 мм, соединенные между собой в колонну муфтовыми соединениями 3, выполненными с возможностью гидравлического сообщения между затрубным пространством скважины и трубным пространством колонны насосно-компрессорных труб 1. Муфтовые соединения могут быть выполнены в виде муфт с вмонитрованными в них скважинными камерами с газлифтными клапанами, при этом количество, глубина установки и давление открытия клапанов рассчитывается исходя из термобарических условий по стволу скважины. Муфтовые соединения 3 могут быть также выполнены в виде пусковых муфт с рабочими отверстиями диаметром 2 мм. В нижней части колонны насосно-компрессорных труб 1 закреплен механический пакер 4, ниже которого смонтирован хвостовик, в виде насосно-компрессорной стальной трубы 5 диаметром от 60 до 73 мм, заглушенной пробкой 6, с закрепленным на ней контейнером с первым глубинным автономным термоманометром 7. В состав внутрискважинного оборудования входит также второй термоманометр 8, опускаемый в трубное пространство колонны насосоно-компрессорных труб на проволоке с помощью лебедки при выполнении опрессовки эксплуатационной обсадной колонны простаивающей скважины.

Способ опрессовки эксплуатационной обсадной колонны простаивающей скважины с помощью специализированного внутрискважинного оборудования осуществляют следующим образом.

Перед спуском внутрискважинное оборудование собирают в соответствии со схемой, приведенной на фигуре. Далее с использованием спуско-подъемного агрегата оборудование опускают в эксплуатационную обсадную колонну простаивающей заглушенной нефтяной, газовой или газоконденсатной скважины на глубину от 5 до 10 м выше верхних перфорационных отверстий продуктивного горизонта. После завершения спуска механический пакер 4 переводят в рабочее положение, разделяя внутреннее пространство скважины на две полости, первая из которых простирается от устья скважины до верхней части пакера, а вторая полость простирается от нижней части пакера до кровли продуктивного пласта. Сообщение между затрубным пространством 9 скважины и трубным пространством 10 колонны насосно-компрессорных труб 1 осуществляется через конструктивные элементы муфтовых соединений 3, а именно через газлифтные клапаны скважинных камер или рабочие отверстия пусковых муфт. Далее в колонну насосно-компрессорных труб 1 на проволоке опускают второй глубинный автономный термоманометр 8 на глубину от 3 до 5 м выше глубины установки пакера 4.

После выполнения указанных действий начинают технологический процесс опрессовки скважины.

В затрубное пространство 9 скважины начинают закачку опрессовочной жидкости, при этом за счет конструкции муфтовых соединений 3, а именно газлифтных клапанов или рабочих отверстий пусковых муфт, обеспечивается гидравлическое сообщение между затрубным пространством 9 скважины и трубным пространством 10 колонны насосно-компрессорных труб 1. Закачку опрессовочной жидкости производят до полного (до устья скважины) заполнения первой полости скважины (надпакерного пространства), простирающейся от устья скважины до верхней части пакера. В процессе заполнения упомянутой полости осуществляют мониторинг изменения величины избыточного давления по показаниям манометров 11 и 12, установленных на устье скважины и регистрирующих величины давлений в затрубном 9 и трубном 10 пространствах.

После заполнения скважины опрессовочной жидкостью затрубное пространство 9 герметизируют путем закрытия запорных устройств 13 на фонтанной арматуре скважины. По результатам мониторинга значений устьевых давлений трубного 9 и затрубного 10 пространств загерметизированной скважины в течение 30 минут делается предварительный вывод о герметичности эксплуатационной обсадной колонны скважины.

Затем в затрубное пространство 9 скважины нагнетают газ от компрессорной установки или системы газлифтного газа для создания избыточного давления в скважине. При определенном значении избыточного давления закачиваемый газ через муфтовые соединения 3 проникает в трубное пространство колонны насосно-компрессорных труб 1, что создает эффект барботирования, при котором газожидкостная смесь выносится из трубного пространства 10 на поверхность. Снижение уровня жидкости в скважине происходит до момента прекращения выноса жидкости на поверхности.

После прекращения выноса газожидкостной смеси подачу газа останавливают, затем затрубное пространство 9 повторно герметизируют закрытием запорных устройств 13 на фонтанной арматуре. Далее через заданный промежуток времени, оптимально для выдержки и проверки герметизации от 4 до 12 часов, поднимают второй глубинный манометр 8, затем с помощью спуско-подъемного агрегата внутрискважинное оборудование извлекают на поверхность. На последнем этапе производят считывание данных с первого и второго автономных глубинных термоманометров 7, 8 и интерпретацию полученных данных. По характеру кривых изменения температуры и давления, измеренных первым и вторым термоманометрами 7 и 8, делают вывод о наличии или отсутствии гидродинамической связи между первой и второй полостями эксплуатационной обсадной колонны (надпакерного и подпакерного пространств), при этом в случае отсутствия такой связи подтверждают предварительный вывод о герметичности эксплуатационной обсадной колонны скважины.

Предлагаемый способ опрессовки эксплуатационной обсадной колонны простаивающих нефтяных, газовых, газоконденсатных скважин позволяет получить достоверные сведения о герметичности эксплуатационной обсадной колонны без изоляции продуктивного интервала. Проведение опрессовки без изоляции продуктивного интервала исключает из состава работ по реализации геолого-технических мероприятий дополнительные спускоподъемные операции для установки изолирующего продуктивный интервал цементного моста, последующей его опрессовке и разбуриванию, что снижает временные и финансовые затраты на проведение геолого-технических мероприятий.

Claims (3)

1. Способ опрессовки эксплуатационной обсадной колонны простаивающей скважины, включающий сборку внутрискважинного оборудования, состоящего из колонны насосно-компрессорных труб, снабженной муфтовыми соединениями, выполненными с возможностью гидравлического сообщения между затрубным пространством скважины и трубным пространством колонны насосно-компрессорных труб, в нижней части которой закреплен механический пакер, ниже которого смонтирован хвостовик в виде насосно-компрессорной стальной трубы, заглушенной пробкой, с закрепленным на ней контейнером с первым глубинным автономным термоманометром, и спуск упомянутого оборудования в эксплуатационную обсадную колонну скважины, отличающийся тем, что после завершения спуска оборудования механический пакер переводят в рабочее положение, разделяя внутреннее пространство скважины на две полости, первая из которых простирается от устья скважины до верхней части пакера, а вторая полость простирается от нижней части пакера до кровли продуктивного пласта; затем в колонну насосно-компрессорных труб на проволоке опускают второй глубинный автономный термоманометр и выполняют закачку в затрубное пространство скважины опрессовочной жидкости, при этом закачку производят до полного заполнения жидкостью первой полости скважины, далее затрубное пространство герметизируют, после чего по результатам мониторинга значений устьевых давлений трубного и затрубного пространств загерметизированной скважины делают предварительный вывод о герметичности эксплуатационной обсадной колонны скважины; затем в затрубное пространство скважины нагнетают газ от компрессорной установки для создания избыточного давления в скважине, при котором газожидкостная смесь выносится из трубного пространства на поверхность; после прекращения выноса газожидкостной смеси подачу газа останавливают, затрубное пространство повторно герметизируют, через заданный промежуток времени поднимают второй глубинный манометр, извлекают внутрискважинное оборудование, производят считывание данных с первого и второго автономных глубинных термоманометров и интерпретацию полученных данных; по характеру кривых изменения температуры и давления, измеренных первым и вторым термоманометрами, делают вывод о наличии или отсутствии гидродинамической связи между первой и второй полостями эксплуатационной обсадной колонны, при этом в случае отсутствия такой связи подтверждают предварительный вывод о герметичности эксплуатационной обсадной колонны скважины.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что мониторинг значений устьевых давлений трубного и затрубного пространств загерметизированной скважины выполняют в течение 30 минут.

3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что промежуток времени от прекращения выноса газожидкостной смеси и повторной герметизации затрубного пространства до подъема второго глубинного манометра и извлечения внутрискважинного оборудования выбирают из интервала от 4 до 12 часов.

Images