RU2209962C2 - Method of detection of faulty sealing of flow string provided with tubing pipes - Google Patents

Abstract

FIELD: oil and gas producing industry; particularly, methods of detection of faulty sealing of flow string provided with tubing pipes. SUBSTANCE: method provides for registration of flow rate of pumped fluid by two flowmeters of similar design and calibrated at preset pressure. Fluid is pumped with help of autonomous pumping unit, for instance, of cementing pumping unit of TsA-320 m type. One of flowmeters is lowered into well below tubing funnel, and the other is cut in line of fluid pumping at wellhead. Faulty sealing of flow string is detected by difference in readings of said flowmeters. In this case, flowmeter included into line of fluid pumping at wellhead is placed in length of pipe whose diameter equals diameter tubing pipes lowered into well. EFFECT: higher accuracy of detection of flow string faulty sealing. 1 dwg

Description

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к областям контроля разработки нефтяных и газовых месторождений, в частности к способам оценки герметичности эксплуатационной колонны скважин, оборудованных насосно-компрессорными трубами (НКТ). The invention relates to the oil and gas industry, and in particular to areas of control of the development of oil and gas fields, in particular to methods for assessing the tightness of the production casing of wells equipped with tubing (tubing).

Известен способ определения герметичности эксплуатационной колонны методом термометрии. (См. пат. РФ 2121572, 6 Е 21 В 47/00, БИ 31, 1998 г.)
Известный способ предусматривает измерения и регистрацию температуры при закачке и процессе перехода от режима закачки к режиму отбора жидкости с интервалом во времени и сопоставление полученных термограмм. В каждом выявленном интервале аномалии температуры проводят два дополнительных измерения, причем первое при квазистационарном распределении температуры в стволе в процессе закачки. После остановки скважины и прекращения закачки проводят второе измерение в течение времени не более 2,5 минут. О нарушении герметичности эксплуатационной колонны судят по форме аномалии при первом и втором измерениях или по отсутствию аномалии при первом и по наличию аномалии при втором измерениях.A known method for determining the tightness of the production casing by thermometry. (See US Pat. RF 2121572, 6 E 21 B 47/00, BI 31, 1998)
The known method involves measuring and recording the temperature during the injection and the transition from the injection mode to the fluid withdrawal mode with an interval in time and comparing the obtained thermograms. In each detected temperature anomaly interval, two additional measurements are carried out, the first with a quasi-stationary temperature distribution in the barrel during the injection process. After stopping the well and stopping the injection, a second measurement is carried out over a period of not more than 2.5 minutes. The violation of the tightness of the production casing is judged by the shape of the anomaly in the first and second measurements or by the absence of the anomaly in the first and by the presence of an anomaly in the second measurement.

Известный способ для своего осуществления требует больших затрат времени и труда, поскольку при этом необходимо останавливать работу скважины на длительный срок для восстановления температурного режима, в результате чего нарушения в стенках эксплуатационной колонны с приемистостью значительно меньшими в сравнении с зоной перфорации остаются не выявленными. Кроме того, наличие утечек в НКТ затрудняет получение однозначного заключения о герметичности эксплуатационной колонны. The known method for its implementation requires a lot of time and labor, since it is necessary to stop the operation of the well for a long time to restore the temperature regime, as a result of which violations in the walls of the production string with injectivity much smaller in comparison with the perforation zone remain undetected. In addition, the presence of leaks in the tubing makes it difficult to obtain an unambiguous conclusion about the tightness of the production string.

Известен способ определения негерметичности эксплуатационной колонны скважины, оборудованной насосно-компрессорными трубами. (См. патент РФ 2168622, 7 Е 21 В 47/00, 47/10). опубликованный в БИ 16. 2000 г. A known method for determining the leakage of the production casing of a well equipped with tubing. (See RF patent 2168622, 7 E 21 B 47/00, 47/10). published in BI 16. 2000

Сущность способа заключается в регистрации расхода закачиваемой жидкости двумя расходомерами. The essence of the method is to register the flow rate of the injected fluid with two flow meters.

Один расходомер устанавливают ниже воронки НКТ, а другой монтируют в нагнетательную линию автономного насосного агрегата (AHA), подсоединенного к затрубному пространству скважины. Перед началом работы расходомеры тарируют с помощью AHA, например, цементировочного типа ЦА-320м. Закачивание жидкости осуществляют этим же AHA в затрубное пространство скважины. О герметичности эксплуатационной колонны (ЭК) судят по соответствию показаний расходомеров за одно и то же время. По другому варианту оценки герметичности ЭК нагнетательной скважины, оборудованной НКТ, расход закачиваемой жидкости регистрируют расходомером, спущенным ниже воронки НКТ. One flowmeter is installed below the tubing funnel, and the other is mounted in the discharge line of an autonomous pumping unit (AHA) connected to the annulus of the well. Before starting work, flow meters are calibrated using AHA, for example, cementing type CA-320m. The injection of fluid is carried out by the same AHA into the annulus of the well. The tightness of the production casing (EC) is judged by the compliance of the flow meters for the same time. According to another option for assessing the tightness of the EC of an injection well equipped with tubing, the flow rate of the injected fluid is recorded by a flow meter lowered below the tubing funnel.

О герметичности ЭК судят по соответствию расхода закачиваемой жидкости, зарегистрированного расходомером при том же давлении, что и при тарировании, расходу жидкости, произведенному AHA. The EC tightness is judged by the correspondence of the flow rate of the injected fluid registered by the flow meter at the same pressure as during taring to the flow rate of the fluid produced by AHA.

Данный способ по технической сущности более близкий к предлагаемому и может быть принят в качестве прототипа. This method is technical in nature closer to the proposed one and can be adopted as a prototype.

Основным недостатком способа является ограниченность его применения из-за неоправданного расхода большого объема антикоррозионной жидкости, которой заполнена межтрубное пространство нагнетательной скважины. Обычно в качестве антикоррозионной жидкости при этом используют нефть, которую при подготовке скважины к исследованию ее извлекают из скважины, что связанно с задалживанием техники, привлечением рабочей бригады и затратами времени. Кроме того, затрубные задвижки нагнетательных скважин из-за коррозии часто препятствуют выполнению задания. The main disadvantage of this method is its limited use due to the unjustified consumption of a large volume of anticorrosive fluid, which filled the annulus of the injection well. Typically, oil is used as an anticorrosive fluid, which, when preparing a well for study, it is extracted from the well, which is associated with equipment retention, the involvement of a work team, and time. In addition, annular valves of injection wells due to corrosion often impede the task.

Задачей настоящего изобретения является устранение указанных недостатков. The objective of the present invention is to remedy these disadvantages.

Поставленная задача решается описываемым способом, включающим регистрацию расхода закачиваемой в скважину жидкости двумя расходомерами одинаковой конструкции, оттарированными при наперед заданном давлении с помощью автономного насосного агрегата, например, цементировочного типа ЦА-32м один из которых опущен в скважину ниже воронки НКТ, а другой - вмонтирован на линии закачки жидкости на устье скважины, при котором о негерметичностью эксплуатационной колонны судят по несоответствию расхода закачиваемой жидкости расходомерами. The problem is solved by the described method, including recording the flow rate of the fluid injected into the well by two flowmeters of the same design, calibrated at a predetermined pressure using an autonomous pump unit, for example, cementing type CA-32m, one of which is lowered into the well below the tubing funnel, and the other is mounted on the fluid injection line at the wellhead, in which the leakage of the production string is judged by the mismatch of the flow rate of the injected fluid with flow meters.

Новым является то, что расходомер вмонтированный на линии закачки жидкости на устье скважины, помещают в отрезке трубы с диаметром выбранным равным диаметру эксплуатационной колонны, а закачку жидкости в скважину осуществляют через НКТ. New is that the flowmeter mounted on the fluid injection line at the wellhead is placed in a pipe segment with a diameter selected equal to the diameter of the production string, and the fluid is pumped into the well through the tubing.

Предварительные патентные исследования на "новизну" и "изобретательский уровень" предложения проводились по патентному фонду института "ТатНИПИнефть". Отсутствие аналогичных технических решений с такой совокупностью существенных отличий позволяет сделать заключение о соответствии заявляемого объекта критерию "новизна" и "изобретательский уровень". Preliminary patent research on the “novelty” and “inventive step” of the proposal was carried out by the patent fund of the TatNIPIneft Institute. The absence of similar technical solutions with such a combination of significant differences allows us to conclude that the claimed object meets the criteria of "novelty" and "inventive step".

Приведенный чертеж поясняет суть изобретения, где изображена скважина, оборудованная насосно-компрессорными трубами, через которые на геофизическом кабеле спущен в скважину расходомер, а другой установлен на устье скважины. The drawing shows the essence of the invention, which shows a well equipped with tubing, through which a flow meter is lowered into the well on a geophysical cable, and the other is installed at the wellhead.

Предлагаемый способ осуществляют в следующей последовательности:
Расходомеры 1 и 2 сначала тарируются с помощью автономного насосного агрегата, например, цементировочного типа ЦА-320м с учетом приемистости нагнетательной скважины, подлежащей исследованию. Затем расходомер - 1 на геофизическом кабеле - 3 спускают по НКТ - 4 в скважину - 5 и устанавливают ниже воронки - 6 на 2-3 м. А другой расходомер - 2 монтируют в нагнетательную линию - 7 насосного агрегата на устье скважины (на фиг.1 насосный агрегат не изображен) в отрезке трубы 8 с диаметром, выбранным равным диаметру эксплуатационной колонны 9.The proposed method is carried out in the following sequence:
Flowmeters 1 and 2 are first calibrated using an autonomous pumping unit, for example, cementing type CA-320m, taking into account the injectivity of the injection well to be studied. Then the flow meter - 1 on the geophysical cable - 3 is lowered along the tubing - 4 into the well - 5 and installed below the funnel - 6 by 2-3 m. And the other flow meter - 2 is mounted in the discharge line - 7 of the pump unit at the wellhead (in Fig. 1 pump unit is not shown) in a pipe segment 8 with a diameter selected equal to the diameter of the production string 9.

К трубному пространству скважины подключают нагнетательную линию насосного агрегата и запускают его в работу, т.е. под нагнетание жидкости. Закачку жидкости продолжают до установления рабочего режима, о чем судят по стабилизации режима работы расходомеров - 1 и 2. Затем одновременно каждым расходомером регистрируют расход закачиваемой жидкости в течение 5-10 минут. За указанный период времени закачивают примерно 0,5 -1 м³ жидкости. Показания от расходомера - 2, вмонтированного в нагнетательную линию насосного агрегата, по кабелю подаются в регистрирующее устройство геофизической станции (не изображена). При этом в случае несоответствия расхода закачиваемой воды, зарегистрированного расходомерами, судят о негерметичности эксплуатационной колонны.The pumping unit of the pumping unit is connected to the pipe space of the well and put it into operation, i.e. under the injection of fluid. The fluid injection is continued until the operating mode is established, which is judged by the stabilization of the flow meters - 1 and 2. Then, at the same time, each flow meter records the flow rate of the injected fluid for 5-10 minutes. Over a specified period of time, about 0.5-1 m ^{3 of} liquid is pumped. Indications from the flow meter - 2, mounted in the discharge line of the pump unit, are fed by cable to the recording device of the geophysical station (not shown). In this case, in the case of a mismatch in the flow rate of the injected water recorded by the flow meters, the leakage of the production string is judged.

При наличии на водоводе скважины сливной задвижки для закачки может быть использована вода из водовода, нагнетаемая кустовой насосной станцией. Расход воды и давление закачки при этом необходимо установить согласно условию тарировки расходомеров, что достигается прикрытием задвижки на нагнетательной линии. If there is a drain valve in the well’s water main for injection, water from the water main pumped by the cluster pump station can be used. In this case, water flow and injection pressure must be set according to the calibration condition of the flow meters, which is achieved by covering the gate valve on the discharge line.

Если эксплуатационная колонна окажется негерметичной, то бригада капитального ремонта скважин с помощью проведения дополнительных геофизических исследований уточняет место повреждения ее и производит далее ремонтные работы. If the production casing turns out to be leaky, the team of overhaul of wells with the help of additional geophysical surveys will clarify the place of damage and carry out further repair work.

Способ ускоряет проведение исследований, повышает точность исследований и тем самым позволит увеличить охват исследованием и обоснованно проводить мероприятия по снижению техногенной нагрузки на окружающую среду. The method accelerates research, improves the accuracy of research and thereby will increase the scope of the study and reasonably carry out activities to reduce the anthropogenic load on the environment.

На дату подачи заявки способ испытан в промысловых условиях НГДУ "Альметьевнефть", результаты испытаний положительные. At the filing date of the application, the method was tested in the field conditions of NGDU Almetyevneft, the test results are positive.

Claims (1)

Способ определения негерметичности эксплуатационной колонны скважины, оборудованной насосно-компрессорными трубами (НКТ), включающий регистрацию расхода закачиваемой жидкости двумя расходомерами одинаковой конструкции, оттарированными при наперед заданном давлении с помощью автономного насосного агрегата, например, цементировочного типа ЦА-320м, один из которых спущен в скважину ниже воронки НКТ, а другой вмонтирован в линию закачки жидкости на устье скважины, при котором о негерметичности эксплуатационной колонны судят по несоответствию расхода закачиваемой жидкости расходомерами, отличающийся тем, что расходомер, вмонтированный в линии закачки жидкости на устье скважины, помещают в отрезок трубы с диаметром, равным диаметру эксплуатационной колонны, а закачку жидкости в скважину осуществляют через насосно-компрессорные трубы, спущенные в скважину. A method for determining the leakage of a production casing of a well equipped with tubing (tubing), including recording the flow rate of injected fluid by two flowmeters of the same design, calibrated at a predetermined pressure using an autonomous pumping unit, for example, cement type CA-320m, one of which is lowered into well below the tubing funnel, and the other is mounted in the fluid injection line at the wellhead, in which the leakage of the production string is judged by inconsistency Corollary flow of injected fluid flowmeter, characterized in that the flow meter mounted in the fluid line in pumping the wellhead, placed in a tube with a diameter equal to the diameter of the production tubing and the wellbore fluid injection is carried through tubing, lowered into the well.