RU2310062C1 - Способ опрессовки скважины, оборудованной колонной насосно-компрессорных труб - Google Patents
Способ опрессовки скважины, оборудованной колонной насосно-компрессорных труб Download PDFInfo
- Publication number
- RU2310062C1 RU2310062C1 RU2006143043/03A RU2006143043A RU2310062C1 RU 2310062 C1 RU2310062 C1 RU 2310062C1 RU 2006143043/03 A RU2006143043/03 A RU 2006143043/03A RU 2006143043 A RU2006143043 A RU 2006143043A RU 2310062 C1 RU2310062 C1 RU 2310062C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- cable
- well
- pressure
- packer
- tubing string
- Prior art date
Links
Landscapes
- Measuring Fluid Pressure (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может найти применение при опрессовке обсаженной скважины, оборудованной колонной насосно-компрессорных труб. Заполняют скважину тяжелой жидкостью. В скважину по колонне насосно-компрессорных труб спускают на полом геофизическом кабеле рукавный пакер, выводят рукавный пакер из колонны насосно-компрессорных труб и герметизируют на устье скважины вход кабеля в колонну насосно-компрессорных труб. По полому геофизическому кабелю в рукавный пакер закачивают легкую жидкость с плотностью менее плотности жидкости в скважине. Легкую жидкость закачивают до раскрытия пакера и постановки в обсадной колонне ниже колонны насосно-компрессорных труб. Продолжают закачку легкой жидкости в пакер по геофизическому кабелю и одновременно закачивают тяжелую жидкость с устья в межтрубное пространство скважины. Разность давлений внутри кабеля и в межтрубном пространстве поддерживают не более такой, какая регламентирована по техническим условиям на предельное допустимое внутреннее давление в кабеле. Проводят замеры давления в межтрубном пространстве и регистрацию изменения давления. Стравливают давление из геофизического кабеля и из межтрубного пространства, поддерживая разность давлений внутри кабеля и в межтрубном пространстве не более такой, какая регламентирована по техническим условиям на предельное допустимое внутреннее давление в кабеле. Поднимают из скважины полый геофизический кабель и рукавный пакер.
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может найти применение при опрессовке обсаженной скважины, оборудованной колонной насосно-компрессорных труб.
Известен способ определения негерметичности обсадной колонны скважины, оборудованной колонной насосно-компрессорных труб, включающий регистрацию расхода закачиваемой в скважину жидкости расходомером, спускаемым ниже воронки колонны насосно-компрессорных труб. Регистрацию расхода закачиваемой жидкости осуществляют одновременно и на устье скважины расходомером такой же конструкции, что и спускаемый в скважину, на отрезке трубы в линии нагнетания, находящейся в промежутке между насосным агрегатом и устьем скважины. По несоответствию расходов закачиваемой воды, регистрированных расходомерами, судят о негерметичности эксплуатационной колонны. В качестве расходомеров используют расходомеры электромагнитного действия, а диаметр отрезка трубы выбирают равным диаметру эксплуатационной колонны скважины. При этом в качестве закачиваемой жидкости в скважину выбирают электропроводную жидкость (Патент РФ №2211327, опубл. 2003.08.27).
Способ основан на определении расхода. Способ сложен, требует оснащения специальными приспособлениями, не всегда достаточно точен.
Известен способ исследования на герметичность нагнетательной скважины, оборудованной насосно-компрессорными трубами, который предусматривает отбор жидкости из скважины и закачку ее обратно по межтрубному пространству. Перед отбором жидкости сначала определяют фоновое значение температуры скважины вдоль ее ствола после предварительной остановки и восстановления квазистационарного режима. При этом отбор жидкости осуществляют в количестве до одного объема ствола скважины, причем частями по равному объему. Отобранную жидкость закачивают в скважину по аналогичной схеме, что и при отборе. После каждого отбора и закачки регистрируют изменения температуры вдоль ствола скважины перемещением термометра внутри колонны насосно-компрессорных труб. Затем полученные термограммы сопоставляют с фоновым значением температуры скважины (Патент РФ 2166628, опубл. 2001.05.10).
Способ основан на определении температуры. Способ недостаточно точен вследствие влияния на термометрию большого количества факторов.
Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ контроля герметичности нагнетательной скважины, включающий замер давления на устье на входе в колонну насосно-компрессорных труб и в межтрубном пространстве. 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. За критерий оценки герметичности межтрубного пространства принимают расчетную величину расхода жидкости, входящей или выходящей из межтрубного пространства скважины (Патент РФ №2246613, опубл. 2005.02.20 - прототип).
Известный способ не учитывает возможные нарушения герметичности колонны насосно-компрессорных труб и их влияние на точность измерения давления.
В предложенном изобретении решается задача повышения точности опрессовки.
Задача решается тем, что в способе опрессовки скважины, оборудованной колонной насосно-компрессорных труб, включающем замер давления на устье в межтрубном пространстве и регистрацию изменения давления, согласно изобретению предварительно скважину заполняют тяжелой жидкостью, в скважину по колонне насосно-компрессорных труб спускают на полом геофизическом кабеле рукавный пакер, выводят рукавный пакер из колонны насосно-компрессорных труб и герметизируют на устье скважины вход кабеля в колонну насосно-компрессорных труб, по полому геофизическому кабелю в рукавный пакер закачивают легкую жидкость с плотностью менее плотности жидкости в скважине, легкую жидкость закачивают до раскрытия пакера и постановки в обсадной колонне ниже колонны насосно-компрессорных труб, продолжают закачку легкой жидкости в пакер по геофизическому кабелю и одновременно закачивают тяжелую жидкость с устья в межтрубное пространство скважины, разность давлений внутри кабеля и в межтрубном пространстве поддерживают не более такой, какая регламентирована по техническим условиям на предельное допустимое внутреннее давление в кабеле, а после проведения замера давления в межтрубном пространстве и регистрации изменения давления стравливают давление из геофизического кабеля и из межтрубного пространства, поддерживая разность давлений внутри кабеля и в межтрубном пространстве не более такой, какая регламентирована по техническим условиям на предельное допустимое внутреннее давление в кабеле, и поднимают из скважины полый геофизический кабель и рукавный пакер.
Признаками изобретения являются:
1) замер давления на устье в межтрубном пространстве;
2) регистрация изменения давления;
3) предварительное заполнение скважины тяжелой жидкостью;
4) спуск в скважину по колонне насосно-компрессорных труб на полом геофизическом кабеле рукавного пакера;
5) вывод рукавного пакера из колонны насосно-компрессорных труб;
6) герметизация на устье скважины входа кабеля в колонну насосно-компрессорных труб;
7) по полому геофизическому кабелю в рукавный пакер закачка легкой жидкости с плотностью менее плотности жидкости в скважине;
8) закачка легкой жидкости до раскрытия пакера и постановки в обсадной колонне ниже колонны насосно-компрессорных труб;
9) продолжение закачки легкой жидкости в пакер по геофизическому кабелю и одновременная закачка тяжелой жидкости с устья в межтрубное пространство скважины;
10) поддержание разности давлений внутри кабеля и в межтрубном пространстве не более такой, какая регламентирована по техническим условиям на предельное допустимое внутреннее давление в кабеле;
11) после проведения замера давления в межтрубном пространстве и регистрации изменения давления стравливание давления из геофизического кабеля и из межтрубного пространства, поддерживая разность давлений внутри кабеля и в межтрубном пространстве не более такой, какая регламентирована по техническим условиям на предельное допустимое внутреннее давление в кабеле;
12) подъем из скважины полого геофизического кабеля и рукавного пакера.
Признаки 1, 2 являются общими с прототипом, признаки 3-12 являются существенными отличительными признаками изобретения.
Сущность изобретения
Подъем и спуск колонны насосно-компрессорных труб из скважины требуют больших трудозатрат и стоят весьма дорого. Поэтому в последнее время стремятся проводить работы на скважине без спуско-подъемных операций. Разработанный способ позволяет проводить опрессовку обсадной колонны и колонны насосно-компрессорных труб без проведения спуско-подъемных операций. Кроме того, способ отличается от известных способов опрессовки повышенной точностью опрессовки, т.е. точностью определения герметичности или негерметичности скважины. Способ реализуют следующим образом.
Скважину заполняют тяжелой жидкостью, т.е. жидкостью повышенной плотности, например минерализованной водой, пластовой водой и т.п. В скважину по колонне насосно-компрессорных труб спускают на полом геофизическом кабеле рукавный (надувной) пакер, выводят рукавный пакер из колонны насосно-компрессорных труб и герметизируют на устье скважины вход кабеля в колонну насосно-компрессорных труб. По полому геофизическому кабелю в рукавный пакер закачивают легкую жидкость с плотностью менее плотности жидкости в скважине, например пресную воду, легкую нефть и т.п. Легкую жидкость закачивают до раскрытия пакера и постановки в обсадной колонне ниже колонны насосно-компрессорных труб. Пространство скважины оказывается изолировано от низа скважины, где расположен продуктивный пласт. Во избежание раздува или порыва полого геофизического кабеля продолжают закачку легкой жидкости в пакер по геофизическому кабелю и одновременно закачивают тяжелую жидкость с устья в межтрубное пространство скважины. Таким образом создают противодавление снаружи на полый геофизический кабель, препятствующее его раздуванию. Разность давлений внутри кабеля и в межтрубном пространстве поддерживают не более такой, какая регламентирована по техническим условиям на предельное допустимое внутреннее давление в кабеле. Проводят замер давления на устье в межтрубном пространстве и регистрацию изменения давления. Оценивают герметичность обсадной колонны. Стравливают давление из геофизического кабеля и из межтрубного пространства, поддерживая разность давлений внутри кабеля и в межтрубном пространстве не более такой, какая регламентирована по техническим условиям на предельное допустимое внутреннее давление в кабеле.
Для складывания рукавного пакера давление в межтрубном пространстве оставляют большим, чем внутри кабеля и пакера. После складывания пакера стравливают давление из межтрубного пространства. Под действием тяжелой жидкости выдавливается легкая жидкость из рукавного пакера, который дополнительно воспринимает складывающее воздействие и в сложенном состоянии вместе с кабелем извлекается через колонну насосно-компрессорных труб из скважины.
Для определения герметичности колонны насосно-компрессорных труб рукавный пакер спускают до низа колонны без выхода в пространство скважины, а тяжелую жидкость закачивают с устья во внутреннюю полость колонны насосно-компрессорных труб.
В качестве рукавного пакера используют, например, пакер марки ТГ (1×3,0 гк + 2×0,75)-10-100 или другие. Преимуществом такого кабеля является легкость прохождения по колонне насосно-компрессорных труб и легкость извлечения из скважины. Рукавный пакер крепится к полому геофизическому кабелю посредством кабельной головки.
Пример конкретного выполнения
Проводят опрессовку нагнетательной скважины, оборудованной колонной насосно-компрессорных труб. Скважину заполняют минерализованной водой плотностью 1,1 г/см3. В скважину по колонне насосно-компрессорных труб на глубину 1500 м спускают на полом геофизическом кабеле марки ТГ (1×3,0 гк + 2×0,75)-10-100 рукавный (надувной) пакер, выводят рукавный пакер из колонны насосно-компрессорных труб и герметизируют на устье скважины вход кабеля в колонну насосно-компрессорных труб. По полому геофизическому кабелю в рукавный пакер закачивают легкую жидкость - пресную воду. Легкую жидкость закачивают под давлением 5 МПа до раскрытия пакера и постановки в обсадной колонне ниже колонны насосно-компрессорных труб. Продолжают закачку легкой жидкости в пакер по геофизическому кабелю и одновременно закачивают тяжелую жидкость с устья в межтрубное пространство скважины. Давление внутри кабеля поддерживают 15 МПа, давление в межтрубном пространстве поддерживают 10 МПа. Максимальное внутреннее давление кабеля по техническим условиям составляет 15 МПа. Проводят замер давления на устье в межтрубном пространстве и регистрацию изменения давления. Устанавливают, что скважина герметична. Стравливают давление из геофизического кабеля и из межтрубного пространства, поддерживая разность давлений внутри кабеля и в межтрубном пространстве не более такой, какая регламентирована по техническим условиям на предельное допустимое внутреннее давление в кабеле, т.е. не более 15 МПа. Для складывания рукавного пакера давление в межтрубном пространстве оставляют 5 МПа при полном стравливании давления внутри кабеля и пакера. После складывания пакера стравливают давление из межтрубного пространства. Под действием тяжелой жидкости после стравливания давления из межтрубного пространства из пакера продолжает выдавливаться легкая жидкость. Пакер дополнительно воспринимает нагрузку, приводящую к его складыванию. В сложенном состоянии вместе с кабелем рукавный пакер извлекают через колонну насосно-компрессорных труб из скважины. За счет изоляции скважины от продуктивного пласта и создания давления в закрытом межтрубном пространстве повышается точность определения герметичности скважины.
Применение предложенного способа позволит добиться повышения точности опрессовки скважины.
Claims (1)
- Способ опрессовки скважины, оборудованной колонной насосно-компрессорных труб, включающий замер давления на устье в межтрубном пространстве и регистрацию изменения давления, отличающийся тем, что предварительно скважину заполняют тяжелой жидкостью, в скважину по колонне насосно-компрессорных труб спускают на полом геофизическом кабеле рукавный пакер, выводят рукавный пакер из колонны насосно-компрессорных труб и герметизируют на устье скважины вход кабеля в колонну насосно-компрессорных труб, по полому геофизическому кабелю в рукавный пакер закачивают легкую жидкость с плотностью менее плотности жидкости в скважине, легкую жидкость закачивают до раскрытия пакера и постановки в обсадной колонне ниже колонны насосно-компрессорных труб, продолжают закачку легкой жидкости в пакер по геофизическому кабелю и одновременно закачивают тяжелую жидкость с устья в межтрубное пространство скважины, разность давлений внутри кабеля и в межтрубном пространстве поддерживают не более такой, какая регламентирована по техническим условиям на предельное допустимое внутреннее давление в кабеле, а после проведения замера давления в межтрубном пространстве и регистрации изменения давления стравливают давление из геофизического кабеля и из межтрубного пространства, поддерживая разность давлений внутри кабеля и в межтрубном пространстве не более такой, какая регламентирована по техническим условиям на предельное допустимое внутреннее давление в кабеле, и поднимают из скважины полый геофизический кабель и рукавный пакер.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2006143043/03A RU2310062C1 (ru) | 2006-12-06 | 2006-12-06 | Способ опрессовки скважины, оборудованной колонной насосно-компрессорных труб |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2006143043/03A RU2310062C1 (ru) | 2006-12-06 | 2006-12-06 | Способ опрессовки скважины, оборудованной колонной насосно-компрессорных труб |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2310062C1 true RU2310062C1 (ru) | 2007-11-10 |
Family
ID=38958300
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2006143043/03A RU2310062C1 (ru) | 2006-12-06 | 2006-12-06 | Способ опрессовки скважины, оборудованной колонной насосно-компрессорных труб |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2310062C1 (ru) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2455479C1 (ru) * | 2011-09-06 | 2012-07-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ опрессовки колонны насосно-компрессорных труб |
-
2006
- 2006-12-06 RU RU2006143043/03A patent/RU2310062C1/ru not_active IP Right Cessation
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2455479C1 (ru) * | 2011-09-06 | 2012-07-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ опрессовки колонны насосно-компрессорных труб |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN105239965B (zh) | 盐穴储气库注气排卤方法 | |
| US10443379B2 (en) | Apparatus and method for testing an oil and/or gas well with a multiple-stage completion | |
| CN105114061B (zh) | 一种水平井不动管柱多参数组合测试快速找水管柱及方法 | |
| CN110284876B (zh) | 一种在单一深钻孔内进行多个含水层抽水试验的方法与装置 | |
| CN1928321B (zh) | 一种井下分层取样测试方法和装置 | |
| CN108798660B (zh) | 水压致裂法应力测量装置 | |
| US11274543B2 (en) | Method for accurately measuring reopening pressure of hydraulic fracturing induced fracture in deep borehole | |
| CN110410021B (zh) | 一种用于气井的完井测试管柱和方法 | |
| CN104594889B (zh) | 一种准确测定油井剩余油储集位置的装置及其方法 | |
| CN103953331A (zh) | 一种自钻式煤层瓦斯压力原位测定装置 | |
| RU2371576C1 (ru) | Способ одновременно-раздельного исследования и разработки многопластовых месторождений (варианты) | |
| CN107567532A (zh) | 通过氮气举升、生产测井和恢复测试以单次连续油管延伸进行试井操作的方法 | |
| CN111577257B (zh) | 一种水平井分段坐封式流量计量找水管柱及其找水方法 | |
| CN105804692A (zh) | 一种新式煤矿瓦斯压力测定注浆封孔方法 | |
| RU2636842C1 (ru) | Способ и компоновка для регулируемой закачки жидкости по пластам | |
| RU2005112794A (ru) | Насосная пакерная установка для скважины с одним или несколькими объектами | |
| RU2589016C1 (ru) | Способ определения герметичности скважинного оборудования при одновременно-раздельной добыче жидкостей из скважины штанговым и электроцентробежным насосом | |
| CN107524435A (zh) | 含水煤层瓦斯压力测定装置及测定方法 | |
| RU2503802C1 (ru) | Скважинная насосная установка для одновременно-раздельной добычи нефти | |
| CN104391079B (zh) | 油气井工作液储层保护效果动态测试方法 | |
| RU2310062C1 (ru) | Способ опрессовки скважины, оборудованной колонной насосно-компрессорных труб | |
| CN205449698U (zh) | 一种评价高温环境下防砂管抗外挤强度实验装置 | |
| RU2598256C1 (ru) | Способ гидродинамического исследования пласта добывающей скважины (варианты) | |
| CN104234709A (zh) | 一种套管井获取地层真实流体样品的装置 | |
| CN104453871B (zh) | 油气井工作液储层保护效果静态测试法 |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20091207 |