RU2214508C1 - Method of leakage test of injection well flow string - Google Patents
Method of leakage test of injection well flow string Download PDFInfo
- Publication number
- RU2214508C1 RU2214508C1 RU2002111063A RU2002111063A RU2214508C1 RU 2214508 C1 RU2214508 C1 RU 2214508C1 RU 2002111063 A RU2002111063 A RU 2002111063A RU 2002111063 A RU2002111063 A RU 2002111063A RU 2214508 C1 RU2214508 C1 RU 2214508C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- pressure
- well
- pressure drop
- change
- flow string
- Prior art date
Links
Landscapes
- Pipeline Systems (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам контроля технического состояния эксплуатационной колонны нагнетательных скважин с целью определения его герметичности. The invention relates to the oil industry, and in particular to methods of monitoring the technical condition of the production casing of injection wells in order to determine its tightness.
Известны способы контроля технического состояния эксплуатационной колонны нагнетательных скважин, а именно на герметичность методами расходомера и термометрии [1 и 2]. Known methods for monitoring the technical condition of the production casing of injection wells, namely for tightness using flowmeter and thermometry methods [1 and 2].
Однако известные способы неоперативны. Осуществление их связано с остановкой скважины и требует больших затрат времени. При этом необходимость глушения скважины требует вызова бригады капитального ремонта скважины и спускоподъемных операций, что приводит к удорожанию исследований. Из-за дороговизны проводимых исследований зачастую такого рода работы проводятся в недостаточном объеме, что чревато отрицательными последствиями, а именно засолонением верхних питьевых вод из-за негерметичности эксплуатационной колонны. However, the known methods are inoperative. Their implementation is associated with shutting down the well and is time consuming. At the same time, the necessity of killing a well requires the call of a team for overhaul of the well and tripping, which leads to a rise in the cost of research. Due to the high cost of research, this kind of work is often carried out in insufficient volume, which is fraught with negative consequences, namely salinization of the upper drinking water due to leakage of the production string.
Известен также способ испытания обсадной колонны на герметичность [3], включающий закачку рабочего агента, опрессовку колонны внутренним давлением и, после изменения давления, заполнение дополнительно колонны рабочим агентом до восстановления первоначального давления, тогда по количеству закачиваемого агента судят о герметичности. There is also known a method of testing the casing for leaks [3], which includes injecting a working agent, crimping the string with internal pressure and, after changing the pressure, filling an additional string with a working agent until the initial pressure is restored, then the tightness is judged by the amount of injected agent.
Недостатком способа является трудоемкость проводимых работ, связанных с продолжительным простоем скважин. The disadvantage of this method is the complexity of the work associated with prolonged shutdown of wells.
Известен также способ определения повреждений эксплуатационной колонны в скважине [4], включающий закачку в пространство между обсадной и рабочей колоннами несмешивающейся с водой жидкости с удельным весом меньше единицы, когда продавливают ее воздухом на глубину спуска обсадной колонны, затем стравливают воздух и обратной циркуляцией извлекают жидкость на поверхность, а о повреждении колонны судят по уменьшению объема жидкости. There is also a method for determining damage to the production casing in the well [4], which includes injecting into the space between the casing and working casing a liquid immiscible with water with a specific gravity of less than one, when it is pushed with air to the depth of the casing, then the air is vented and the liquid is recirculated to the surface, and damage to the columns is judged by the decrease in fluid volume.
Его недостатком является опасность возникновения взрывоопасных ситуаций из-за образования взрывоопасной смеси кислорода воздуха с газом скважины. Its disadvantage is the danger of explosive situations due to the formation of an explosive mixture of atmospheric oxygen and gas.
Известен также способ "Способ определения места повреждения технологических колонн скважин" [5], включающий закачку в затрубное пространство жидкости, нерастворимой в воде и имеющей плотность меньше плотности воды, с последующим замером установившегося избыточного давления на устье скважины в трубном и затрубном пространствах, а глубину места повреждения определяют, исходя из следующего соотношения:
H = 10(P1-P2)/(γ1-γ2),
при этом в случае снижения избыточного давления до нуля замеряют статистические уровни жидкости в трубном и затрубных пространствах скважины, а глубину места повреждения определяют, исходя из следующего соотношения:
H = (H1γ1-H2γ2)/(γ1-γ2),
где H1 - глубина статистического уровня воды в затрубном пространстве, м;
Н2 - глубина статистического уровня жидкости, закачанной в затрубное пространство, м;
Р1 - установившееся давление на устье, в затрубном пространстве, кг/м2;
Р2 - установившееся давление на устье, в затрубном пространстве, после закачки жидкости в затрубное пространство, кг/м2;
γ1 - плотность воды в трубном пространстве, кг/м3;
γ2 - плотность жидкости, закачанной в затрубное пространство, кг/м3;
Н - глубина нарушения колонны, м.There is also known a method of “Method for determining the location of damage to technological columns of wells” [5], which includes injecting into the annulus a liquid insoluble in water and having a density lower than the density of water, followed by measuring the steady state overpressure at the wellhead in the pipe and annular spaces, and the depth places of damage are determined based on the following ratio:
H = 10 (P 1 -P 2 ) / (γ 1 -γ 2 ),
in this case, in the case of reducing the overpressure to zero, measure the statistical fluid levels in the pipe and annular spaces of the well, and the depth of the damage site is determined based on the following ratio:
H = (H 1 γ 1 -H 2 γ 2 ) / (γ 1 -γ 2 ),
where H 1 - the depth of the statistical water level in the annulus, m;
H 2 - the depth of the statistical level of the fluid pumped into the annulus, m;
P 1 - steady-state pressure at the mouth, in the annulus, kg / m 2 ;
P 2 - steady-state pressure at the mouth, in the annulus, after pumping fluid into the annulus, kg / m 2 ;
γ 1 - the density of water in the pipe space, kg / m 3 ;
γ 2 - the density of the fluid pumped into the annulus, kg / m 3 ;
N is the depth of the violation of the column, m
Его недостатками являются большие затраты времени, связанные с остановкой работы скважины, подготовка рабочей жидкости, а также трудоемкость определения негерметичности технологической колонны, задалживание техники. Its disadvantages are the large time costs associated with stopping the operation of the well, the preparation of the working fluid, as well as the complexity of determining the leakage of the process column, equipment borrowing.
Известен также способ контроля герметичности эксплуатационной колонны нагнетательной скважины [6], включающий изменение режима работы скважины путем закрытия задвижки на ее устье, а также осуществление на устье фиксации изменения давления. There is also a method of monitoring the tightness of the production casing of an injection well [6], which includes changing the mode of operation of the well by closing the valve at its mouth, as well as effecting pressure changes in the mouth.
Недостатком способа являются большие затраты времени на исследование, связанные с полным закрытием задвижки на устье. Кроме того, полное закрытие задвижки вызывает ряд трудностей при необходимости возобновления закачки, особенно в зимнее время года из-за замерзания устьевой арматуры с находящейся там жидкостью. The disadvantage of this method is the large investment of time in the study associated with the complete closure of the valve at the mouth. In addition, the complete closure of the valve causes a number of difficulties when it is necessary to resume the injection, especially in the winter season due to the freezing of the wellhead with the fluid therein.
Задачей настоящего изобретения является устранение перечисленных недостатков. The objective of the present invention is to remedy these shortcomings.
Поставленная задача решается описываемым способом, включающим изменение режима работы скважины и фиксацию изменения давления на ее устье. The problem is solved by the described method, including changing the mode of operation of the well and fixing the change in pressure at its mouth.
Новым является то, что изменение режима работы скважины осуществляют прикрытием задвижки на устье скважины с уменьшением при этом расхода рабочей жидкости до 30-80% от первоначального. Учитывая, что в прототипе [6] определен интервал уменьшения расхода закачиваемой жидкости до 50-70% от начального, фактическое расширение интервала изменения расхода по предлагаемому изобретению составит 30-49% и 71-80%. Изменение давления фиксируют в промежутке времени с момента изменения режима работы скважины, в процессе которого наблюдается максимальный темп падения давления до его стабилизации, после чего определяют коэффициент К1 кривой падения давления из соотношения:
K1 = ΔP1/Δt1,
где ΔP1 - изменение давления в промежутке времени от начала максимального темпа падения давления до его стабилизации, МПа;
Δt1 - время, в течение которого фиксировалось изменение давления, мин.New is that the change in the mode of operation of the well is carried out by covering the valve at the wellhead with a decrease in the flow rate of the working fluid to 30-80% of the original. Given that in the prototype [6] the interval for reducing the flow rate of the injected fluid to 50-70% of the initial one is determined, the actual expansion of the interval for changing the flow rate according to the invention is 30-49% and 71-80%. The pressure change is fixed in the period of time from the moment the well operating mode changes, during which the maximum rate of pressure drop is observed until it is stabilized, after which the coefficient K 1 of the pressure drop curve is determined from the ratio:
K 1 = ΔP 1 / Δt 1 ,
where ΔP 1 - pressure change in the time interval from the beginning of the maximum rate of pressure drop to its stabilization, MPa;
Δt 1 - time during which a change in pressure was recorded, min.
И аналогично определяют коэффициент К2 кривой падения давления частотой не менее один раз год, при этом, если К2=К1, то эксплуатационная колонна герметична, и она не герметична, если К2>К1 при условии, что после определения К1 в этой скважине не проводились работы по увеличению проницаемости пласта. При К2>К1 скважину дополнительно исследуют с использованием геофизических приборов для уточнения характера и места негерметичности эксплуатационной колонны.And similarly, the coefficient K 2 of the pressure drop curve is determined at a frequency of at least once a year, while if K 2 = K 1 , the production casing is tight and not tight if K 2 > K 1 , provided that after determining K 1 no work was conducted in this well to increase the permeability of the formation. When K 2 > K 1, the well is additionally examined using geophysical instruments to clarify the nature and location of the leakage of the production string.
Патентные исследования на новизну проводились ретроспективностью в 29 лет по патентному фонду института ТатНИПИнефть. Результаты исследований показали, что способы, аналогичные заявляемому объекту, охарактеризованному совокупностью существенных отличий, приведенных выше, не обнаружены. Следовательно, можно полагать, что заявляемый способ соответствует критерию "новизна" и "изобретательский уровень", а его промышленная применимость описана в технологии его осуществления. Patent research on novelty was carried out in retrospect at the age of 29 according to the patent fund of the TatNIPIneft Institute. The research results showed that methods similar to the claimed object, characterized by a set of significant differences above, were not found. Therefore, we can assume that the claimed method meets the criteria of "novelty" and "inventive step", and its industrial applicability is described in the technology for its implementation.
Приведенный чертеж поясняет суть способа, где графически изображены кривые падения давления на осях координат, полученные в разное время. The above drawing explains the essence of the method, where the curves of the pressure drop on the coordinate axes obtained at different times are graphically shown.
Способ осуществляют в следующей последовательности. The method is carried out in the following sequence.
На скважине, находящейся в эксплуатации, устьевыми приборами замеряют расход нагнетаемой рабочей жидкости и текущее устьевое давление. Затем прикрытием задвижки на устье изменяют режим работы, при котором расход рабочей жидкости уменьшают до 30-80% от первоначального, что контролируется устьевым расходомером. При этом установленный расход жидкости заносят в журнал измерений. В промежутке времени с момента изменения режима работы этой скважины, в процессе которого наблюдается максимальный темп падения давления до его стабилизации, фиксируют изменение давления во времени, т.е. через каждые определенные промежутки времени давление фиксируют по техническому или электронному манометру. Как показывают практические исследования на промыслах, максимальный темп падения давления до его стабилизации обычно составляет примерно 1,5 ч и, далее по полученным данным, занесенным в таблицу для наглядности сравнения, строят кривую темпа падения давления, кривая 1 на чертеже. Далее определяют коэффициент К1 кривой падения давления из соотношения:
K1 = ΔP1/Δt1;
где ΔP1 - изменение давления в промежутке времени Δt1 с момента изменения режима работы скважины, в процессе которого наблюдается максимальный темп падения давления до его стабилизации, МПа;
Δt1 - время, в течение которого фиксировалось изменение давления, мин.At a well in operation, wellhead instruments measure the flow rate of the injected working fluid and the current wellhead pressure. Then, by covering the gate valve at the mouth, the operating mode is changed, in which the flow rate of the working fluid is reduced to 30-80% of the initial one, which is controlled by the wellhead flowmeter. In this case, the established fluid flow rate is recorded in the measurement log. In the time interval from the moment the operating mode of this well changes, during which the maximum rate of pressure drop is observed until it is stabilized, the pressure change in time is recorded, i.e. at every specified time intervals, the pressure is recorded using a technical or electronic pressure gauge. As practical studies in the fields show, the maximum rate of pressure drop before its stabilization is usually about 1.5 hours, and then, using the data entered in the table for illustrative purposes, a pressure drop rate curve is constructed, curve 1 in the drawing. Next, determine the coefficient K 1 pressure drop curve from the ratio:
K 1 = ΔP 1 / Δt 1 ;
where ΔP 1 is the change in pressure in the time interval Δt 1 from the moment the well operating mode changes, during which the maximum rate of pressure drop to its stabilization is observed, MPa;
Δt 1 - time during which a change in pressure was recorded, min.
Аналогично определяют коэффициент К2 кривой падения давления частотой не менее, чем один раз в год (см. кривую 2 на рисунке). При этом до начала измерений прикрытием задвижки устанавливают расход жидкости - Q, замеренный при определении коэффициента К1.Similarly, the coefficient K 2 is determined for the pressure drop curve with a frequency of at least once a year (see curve 2 in the figure). In this case, before the start of measurements, by covering the valve, the liquid flow rate is established - Q, measured when determining the coefficient K 1 .
Полученные данные коэффициента кривой падения давления затем сопоставляют с предыдущими данными исследований. При этом если К2=К1, то делают вывод о герметичности эксплуатационной колонны, и если К2>К1, то эксплуатационная колонна не герметична, при условии, если в скважине не проводились работы по увеличению проницаемости призабойной зоны пласта (см. кривую падения давления 3).The obtained data of the coefficient of the pressure drop curve is then compared with previous research data. Moreover, if K 2 = K 1 , then a conclusion is made about the tightness of the production string, and if K 2 > K 1 , then the production string is not tight, provided that work has not been carried out to increase the permeability of the bottom-hole formation zone (see curve pressure drop 3).
При обнаружении негерметичности эксплуатационной колонны, т. е. при К2>>К1 для уточнения места и характера негерметичности колонны привлекают бригаду капитального ремонта скважины и геофизическую партию, после чего выявляют место нарушения в эксплуатационной колонне и устраняют негерметичность.If a production casing leak is detected, i.e., when K 2 >> K 1 , a well overhaul crew and a geophysical lot are used to clarify the location and nature of the casing leak, after which the location of the violation in the production string is identified and the leak is eliminated.
В зимнее время полное закрытие устьевой задвижки может привести к замерзанию закачиваемой жидкости и разрушению арматуры. Поэтому исследование производят с перекрытием, а не полным закрытием устьевой задвижки. Кроме того, в большинстве скважин из-за коррозии задвижек достичь полного перекрытия задвижки не удается. In winter, the complete closure of the wellhead valve can lead to freezing of the injected fluid and destruction of the valve. Therefore, the study is performed with the overlap, and not the complete closure of the wellhead valve. In addition, in most wells, due to valve corrosion, it is not possible to achieve complete valve shutoff.
Использование изобретения позволяет оперативно вести контроль за состоянием эксплуатационной колонны в нагнетательных скважинах, с минимальной потерей времени, без привлечения техники и рабочей бригады. Это позволяет обеспечивать оперативный контроль всех нагнетательных скважин и своевременно проводить ремонтные работы по устранению негерметичности колонны, что в конечном итоге приведет к сохранению и оздоровлению экологической обстановки. The use of the invention allows you to quickly monitor the state of the production casing in injection wells, with minimal loss of time, without the involvement of equipment and a working team. This allows you to provide operational control of all injection wells and timely repair work to eliminate leaks in the column, which ultimately will lead to the preservation and improvement of the environmental situation.
Источники информации
1. В.М. Добрынин. Интерпретация результатов геофизических исследований. М.: Недра, 1988 г.Sources of information
1. V.M. Dobrynin. Interpretation of the results of geophysical surveys. M .: Nedra, 1988.
2. Спутник нефтепромыслового геолога. М.: Недра, 1989 г., стр. 246. 2. Satellite oil field geologist. M .: Nedra, 1989, p. 246.
3. А.с. СССР 829867, Е 21 В 43/00. 3. A.S. USSR 829867, Е 21 В 43/00.
4. А.с. СССР 1218080, Е 21 В 43/00, БИ 10, 1986 г. 4. A.S. USSR 1218080, Е 21 В 43/00, BI 10, 1986
5. Патент РФ 2094608, Е 21 В 47/00, БИ 30, 1997 г. 5. RF patent 2094608, Е 21 В 47/00, BI 30, 1997.
6. Патент РФ 2165016, Е 21 В 47/00, 2001 г. (прототип). 6. RF patent 2165016, Е 21 В 47/00, 2001 (prototype).
Claims (1)
K1 = ΔP1/Δt1,
где ΔP1 - изменение давления в промежутке времени Δt1 с момента изменения режима работы скважины, в процессе которого наблюдается максимальный темп падения давления до его стабилизации, МПа;
Δt1 - время, в течение которого фиксировалось изменение давления, мин;
и аналогично определяют коэффициент К2 кривой падения давления частотой не менее, чем один раз в год, при этом эксплуатационная колонна не герметична, если К2>K1, при условии, что после определения К1, в этой скважине не проводились работы по увеличению проницаемости пласта, отличающийся тем, что расход рабочей жидкости уменьшают до 30-49% и 71-80% от первоначального.A method for monitoring the tightness of the production casing of an injection well, including changing the operating mode of the well and fixing a change in pressure at the wellhead, while changing the operating mode of the well, the flow rate of the working fluid is reduced to 70-50% of the initial one, and the pressure change is fixed in the time interval from the moment of changing the mode work well in the process of which there is the maximum rate of pressure drop to its stabilization, after which the factor K 1 of the curve of pressure drop ratios :
K 1 = ΔP 1 / Δt 1 ,
where ΔP 1 is the change in pressure in the time interval Δt 1 from the moment the well operating mode changes, during which the maximum rate of pressure drop to its stabilization is observed, MPa;
Δt 1 is the time during which a change in pressure was recorded, min;
and similarly determine the coefficient K 2 of the pressure drop curve with a frequency of at least once a year, while the production casing is not tight if K 2 > K 1 , provided that after determining K 1 , work was not carried out to increase permeability of the formation, characterized in that the flow rate of the working fluid is reduced to 30-49% and 71-80% of the original.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2002111063A RU2214508C1 (en) | 2002-04-24 | 2002-04-24 | Method of leakage test of injection well flow string |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2002111063A RU2214508C1 (en) | 2002-04-24 | 2002-04-24 | Method of leakage test of injection well flow string |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2214508C1 true RU2214508C1 (en) | 2003-10-20 |
Family
ID=31989119
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2002111063A RU2214508C1 (en) | 2002-04-24 | 2002-04-24 | Method of leakage test of injection well flow string |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2214508C1 (en) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2551038C2 (en) * | 2013-06-10 | 2015-05-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of tightness testing of injection well |
| RU2705683C2 (en) * | 2017-12-29 | 2019-11-11 | Общество с ограниченной ответственностью "РН-БашНИПИнефть" ("ООО "РН-БашНИПИнефть") | Method for monitoring tightness of injection well (embodiments) |
-
2002
- 2002-04-24 RU RU2002111063A patent/RU2214508C1/en active
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2551038C2 (en) * | 2013-06-10 | 2015-05-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of tightness testing of injection well |
| RU2705683C2 (en) * | 2017-12-29 | 2019-11-11 | Общество с ограниченной ответственностью "РН-БашНИПИнефть" ("ООО "РН-БашНИПИнефть") | Method for monitoring tightness of injection well (embodiments) |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US4972704A (en) | Method for troubleshooting gas-lift wells | |
| CN104131811B (en) | Method and device for obtaining volume leakage rate of gas well under standard condition | |
| Berest et al. | Tightness tests in salt-cavern wells | |
| CN106065773B (en) | A kind of gas well liquid loading tubing string leakage detection method based on gas tracer | |
| CN108871876B (en) | Gas production column for monitoring carbon dioxide flux of soil in gas-filled zone of gas injection oil displacement well site | |
| CN108507734A (en) | Method for detecting sealing performance of salt cavern | |
| RU2567573C2 (en) | Calculation of delay with correction of caving in open shaft | |
| US5892148A (en) | Method of leak testing an underground fluid-storage cavity | |
| US4720995A (en) | Method of determining the volume of a section of an underground cavity | |
| US4793413A (en) | Method for determining formation parting pressure | |
| RU2214508C1 (en) | Method of leakage test of injection well flow string | |
| US20170370207A1 (en) | Method and arrangement for operating an extraction in a borehole | |
| US3550445A (en) | Method for testing wells for the existence of permeability damage | |
| Alberty et al. | The use of modeling to enhance the analysis of formation-pressure integrity tests | |
| RU2165016C1 (en) | Process testing tightness of operational string in injection well | |
| RU2752802C1 (en) | Method for determining porosity and permeability characteristics of reservoir and method for increasing petroleum recovery thereby | |
| RU2551038C2 (en) | Method of tightness testing of injection well | |
| WO2021119784A1 (en) | Method for identifying operational problems in gas-lift production wells | |
| RU2246613C1 (en) | Method for controlling pressurization of force well | |
| RU2643871C1 (en) | Method of monitoring safety of functioning of well for underground gas storage | |
| RU2209962C2 (en) | Method of detection of faulty sealing of flow string provided with tubing pipes | |
| Odeh et al. | Characterization of a Gas Well From One Flow-Test Sequence | |
| RU2168622C1 (en) | METHOD OF LEAKAGE TEST OF FLOW STRING OF INJECTION WELL EQUIPPED WITH TUBING (Versions) | |
| CN110836695B (en) | Underground water sealed cavern air tightness inspection method under multi-cavern tank condition | |
| RU2540716C1 (en) | Leak-tightness determination method for underground gas storage facilities with water drive operation mode |