способ опрессовки колонны насосно-компрессорных труб
Классы МПК:
E21B47/00 Исследование буровых скважин E21B33/10 в скважине G01M3/28 испытание трубопроводов, кабелей, труб, клапанов, соединений трубопроводов или перемычек
Автор(ы):
Ибрагимов Наиль Габдулбариевич (RU) , Габдрахманов Ринат Анварович (RU) , Любецкий Сергей Владимирович (RU) , Стерлядев Юрий Рафаилович (RU) , Зотов Александр Максимович (RU) , Шайдуллин Тимур Фаритович (RU)
Патентообладатель(и):
Открытое акционерное общество «Татнефть» им. В.Д. Шашина (RU)
Приоритеты:
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может найти применение при опрессовке колонны насосно-компрессорных труб (НКТ). Обеспечивает упрощение процесса опрессовки и снижение простоев скважины. Способ опрессовки колонны НКТ включает закачку воды в колонну НКТ и измерение давления. Колонну НКТ оборудуют пакером, устанавливаемым над интервалом перфорации, определяют приемистость скважины и одновременно проверяют целостность эксплуатационной колонны, устанавливают пакер. В межтрубном пространстве создают необходимое давление, закачивают жидкость в колонну НКТ в объеме 3-9 м 3 с расходом 1,2-4 м 3 /мин при давлении до 50 МПа. При росте давления в межтрубном пространстве со скоростью до 1,5 МПа/мин до давления не более 5 МПа стравливают избыточное давление, доводя давление до необходимого. При спаде давления в межтрубном пространстве со скоростью до 1,5 МПа/мин закачивают воду в межтрубное пространство, доводя давление до необходимого. При превышении роста давления более 1,5 МПа/мин и давления более 5 МПа делают вывод о негерметичности колонны НКТ. При превышении спада давления более 1,5 МПа/мин делают вывод о негерметичности эксплуатационной колонны.
Формула изобретения
Способ опрессовки колонны насосно-компрессорных труб, включающий закачку воды в колонну насосно-компрессорных труб и измерение давления, отличающийся тем, что колонну насосно-компрессорных труб оборудуют пакером, размещаемым над интервалом перфорации, определяют приемистость скважины и одновременно проверяют целостность эксплуатационной колонны, устанавливают пакер, в межтрубном пространстве создают рабочее давление, закачивают жидкость в колонну насосно-компрессорных труб в объеме 3-9 м 3 с расходом 1,2-4 м 3 /мин при давлении до 50 МПа, при росте давления в межтрубном пространстве со скоростью до 1,5 МПа/мин до давления не более 5 МПа стравливают избыточное давление и доводят давление до рабочего, при спаде давления в межтрубном пространстве со скоростью до 1,5 МПа/мин закачивают воду в межтрубное пространство, доводя давление до рабочего, при превышении роста давления более 1,5 МПа/мин и давления более 5 МПа делают вывод о негерметичности колонны насосно-компрессорных труб, при превышении спада давления более 1,5 МПа/мин делают вывод о негерметичности эксплуатационной колонны.
Описание изобретения к патенту
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может найти применение при опрессовке колонны насосно-компрессорных труб.
Известен способ опрессовки колонны труб в скважине. Колонну насосно-компрессорных труб, перекрытую в нижней части мембраной, спускают в скважину на глубину Z. Заливают колонну водой и создают давление величиной, равной Y=(L-l1)/10, где L и l1 — соответственно окончательная и текущая длина спускаемой колонны. После выдерживания давления при отсутствии утечки колонну наращивают и спускают до глубины l2 и повторяют опрессовку уже на давление Y=(L-l2)/10. Если на какой-то глубине будет выявлена утечка, то ее легче устранить подняв трубы, спущенные именно на эту глубину. После окончания спуска колонны и ее опрессовки создают избыточное давление жидкости, разрушающее мембрану (патент РФ № 2014423, опубл. 1994.06.15).
Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ опрессовки колонны насосно-компрессорных труб нагнетательной скважины, в котором скважину останавливают и обвязывают, для перекрытия низа колонны насосно-компрессорных труб внизу колонны размещают посадочное седло под пробку, на устье колонну оборудуют лубрикатором с ловителем в его верхней части, перед перекрытием низа колонны насосно-компрессорных труб через лубрикатор в колонну насосно-компрессорных труб сбрасывают пробку с гнездом под ловитель сверху, циркуляцией жидкости по колонне насосно-компрессорных труб и межтрубному пространству доставляют пробку вниз и размещают на посадочном седле, перекрывая тем самым колонну насосно-компрессорных труб, а после создания давления в колонне насосно-компрессорных труб и регистрации его изменения создают обратную циркуляцию жидкости и восходящим потоком по колонне насосно-компрессорных труб поднимают пробку вверх, устанавливают скорость потока жидкости достаточной для прохождения места отбора жидкости из лубрикатора, достижения пробкой ловильного устройства лубрикатора и фиксирования в ловильном устройстве (патент РФ № 2320868, опубл. 27.03.2008 — прототип).
Недостатками известных способов является многостадийность и длительность операций.
В предложенном изобретении решается задача упрощения процесса опрессовки.
Задача решается тем, что в способе опрессовки колонны насосно-компрессорных труб, включающем закачку воды в колонну насосно-компрессорных труб и измерение давления, согласно изобретению колонну насосно-компрессорных труб оборудуют пакером, размещаемым над интервалом перфорации, определяют приемистость скважины и одновременно проверяют целостность эксплуатационной колонны, устанавливают пакер, в межтрубном пространстве создают рабочее давление, закачивают жидкость в колонну насосно-компрессорных труб в объеме 3-9 м 3 с расходом 1,2-4 м 3 /мин при давлении до 50 МПа, при росте давления в межтрубном пространстве со скоростью до 1,5 МПа/мин до давления не более 5 МПа стравливают избыточное давление и доводят давление до рабочего, при спаде давления в межтрубном пространстве со скоростью до 1,5 МПа/мин закачивают воду в межтрубное пространство, доводя давление до рабочего, при превышении роста давления более 1,5 МПа/мин и давления более 5 МПа делают вывод о негерметичности колонны насосно-компрессорных труб, при превышении спада давления более 1,5 МПа/мин делают вывод о негерметичности эксплуатационной колонны.
При опрессовке колонны насосно-компрессорных труб нагнетательной скважины стремятся максимально упростить процесс и снизить простой скважины. Существующие технологии опрессовки обладают многостадийностью и приводят к значительным простоям, что негативно отражается на разработке нефтяной залежи. Кроме того, согласно существующему регламенту при обнаружении утечки всю колонну поднимают из скважины и отправляют в ремонт независимо от места дефекта. В предложенном способе решается задача упрощения опрессовки и снижения простоев скважины. Задача решается следующим образом.
Перед проведением процесса опрессовки на скважину выезжает агрегат ЦА-320 с автоцистерной объемом 8-10 м 3 с водой. Подбиваясь к затрубной задвижке методом закачки агрегат прессует эксплуатационную колонну на максимально допустимое давление на колонну. Выжидают 30 минут. Если спад давления составит более 5% от первоначального, то делают вывод о негерметичности эксплуатационной колонны. Спрессовав эксплуатационную колонну ЦА-320 подбивается к центральной задвижке и определяет приемистость. При отсутствии излива из затрубной задвижки во время определения приемистости при открытой затрубной задвижке делается вывод о герметичности пакера.
Опрессовку колонны насосно-компрессорных труб производят непосредственно во время проведения гидравлического разрыва пласта агрегатами АНА-105М либо FS-2251 путем увеличения расхода при закачке технологической жидкости в объеме 3-9 м 3 , с контролем роста давления по межтрубному пространству. Колонна насосно-компрессорных труб считается герметичной при скорости увеличения давления в межтрубном пространстве не более 1,5 МПа/мин.
Т.е. в состав оборудования для гидроразрыва входят насосные агрегаты типа АНА-105 или FS-2251, развивающие максимальный расход до 1,2 м 3 /мин каждый при давлении до 780 атм. Данные агрегаты используются в количестве минимум 3 для обеспечения общего расхода нагнетания технологической жидкости до 4 м 3 /мин и проведения процесса гидроразрыва пласта. Также в составе оборудования имеется цементировочный агрегат ЦА-320, предназначенный для поддержания давления в межтрубном пространстве, т.е. при проведении процесса опрессовки и самого процесса гидроразрыва агрегат ЦА-320 подбивается к затрубной задвижке. Имея в своем бункере от 2 до 4 м 3 технической воды, агрегат ЦА-320 закачкой поднимает давление в межтрубном пространстве до необходимого рабочего. Набрав необходимое давление, моторист агрегата ЦА-320 прекращает закачку и следит за изменением давления в процессе опрессовки и процессе гидроразрыва. В случае если происходит рост давления в межтрубном пространстве со скоростью до 1,5 МПа/мин, моторист агрегата ЦА-320 производит стравливание избыточного давления, вновь доводя значение до необходимого рабочего. В случае если происходит спад давления во время проведения опрессовки и процесса гидравлического разрыва пласта со скоростью до 1,5 МПа/мин, моторист агрегата ЦА-320 возобновляет закачку технической воды в межтрубное пространство с целью набрать необходимое рабочее давление.
Взамен агрегата ЦА-320 при проведении процесса опрессовки и гидроразрыва пласта возможно использование клапана предохранительного МВ70-56.00.000, ГОСТ 12.2.088-83, либо подобного, который настроен автоматически стравливать давление свыше 5 МПа. Т.е. затрубная задвижка оборудуется датчиком давления и клапаном предохранительным и во время проведения процесса гидравлического разрыва пласта имеется возможность следить за скоростью изменения затрубного давления. В случае если во время проведения опрессовки и процесса гидравлического разрыва пласта происходит рост давления в межтрубном пространстве со скоростью до 1,5 МПа/мин, клапан предохранительный автоматически стравливает избыточное давление до 5 МПа. В том случае, если скорость изменения (падение или повышение) давления в межтрубном пространстве превышает установленную норму, делают следующие выводы.
В случае превышения роста давления более 1,5 МПа/мин и давления более 5 МПа делают вывод о негерметичности колонны насосно-компрессорных труб либо пакерного оборудования. В данном случае опрессовку и процесс гидроразрыва останавливают. Бригада ремонта скважин производит перепосадку пакера на значение 2-4 м выше либо ниже, главное, чтобы соблюдалось условие, что пакер должен сидеть выше интервала перфорации пласта — объекта гидроразрыва. В случае возобновления опрессовки и процесса гидроразрыва и повторения роста межтрубного давления на величину свыше 1,5 МПа/мин процесс прекращают, срывают пакер и производят подъем и ревизию труб колонны насосно-компрессорных труб, а также пакерного оборудования.
В случае падения давления более 1,5 МПа/мин делают вывод о негерметичности эксплуатационной колонны. В данном случае давление в межтрубном пространстве больше не повышают, т.е. в процессе опрессовки и гидроразрыва происходит постепенный спад межтрубного давления до нуля. Моторист ЦА продолжает следить за давлением на межтрубном манометре, т.к. при разгерметизации колонны насосно-компрессорных труб рост давления в межтрубном пространстве с нуля резко возрастет. В данном случае, чтобы рост давления на колонну не превысил максимально допустимое давление на эксплуатационную колонну, у агрегата ЦА-320 стоит предохранительный клапан, который по достижении давления в линии свыше 10 МПа производит самопроизвольное стравливание, тем самым препятствуя разрушению эксплуатационной колонны избыточным давлением.
Сам процесс опрессовки выполняют посредством насосов АНА-105 и FS-2251 одновременно во время проведения процесса гидроразрыва. Т.е. в начале процесса гидроразрыва насосные агрегаты АНА-105 и FS-2251 осуществляют закачку технологической жидкости с расходом от 1,2 до 4 м 3 /мин. Тем самым давление в колонне насосно-компрессорных труб превышает давление приемистости, определенное ранее, за счет того, что возрастает гидродинамическое сопротивление (потери давления на трение) при прохождении технологической жидкости через устьевое оборудование, колонну насосно-компрессорных труб, пакерное оборудование, интервал перфорации и при движении по пласту. Таким образом, увеличивая расход нагнетаемой технологической жидкости максимум до 4 м 3 в минуту, устьевое давление возрастает. Удостоверившись, что скорость изменения давления в межтрубном пространстве не превышает 1,5 МПа/мин, процесс гидроразрыва продолжают, снижая или повышая расход технологической жидкости до расчетного, который указан в дизайне гидроразрыва для данной скважины. В данном случае колонна насосно-компрессорных труб считается герметичной.
Пример конкретного выполнения
Выполняют опрессовку колонны насосно-компрессорных труб диаметром 3″ марки Р-110 нагнетательной скважины глубиной 1678 м. Внизу колонны размещают пакер ПРО-142. С помощью агрегата ЦА-320 и автоцистерны объемом 8 м 3 с водой заполняют межтрубное пространство и опрессовывают на 12 МПа. Выжидают 30 минут, спад давления за 30 минут составил 0,6 МПа. Эксплуатационная колонна герметична. Агрегат ЦА-320 подбивается к центральной задвижке и определяет приемистость. Приемистость составила 5 м 3 за 25 минут при давлении 14 МПа. Во время определения приемистости излив из затрубной задвижки отсутствовал. Пакер при давлении 14 МПа герметичен.
Во время процесса ГРП в межтрубном пространстве создали давление 2 МПа, закачивают технологическую жидкость в колонну насосно-компрессорных труб в объеме 7 м 3 с расходом 1,6 м 3 /мин при давлении 33 МПа. Отмечают рост давления в межтрубном пространстве со скоростью 0,3 МПа/мин до давления 3 МПа. Делают вывод о герметичности колонны насосно-компрессорных труб.
Аналогичный результат достигается при закачке в колонну насосно-компрессорных труб технологической жидкости в пределах от 3 до 9 м 3 с расходом от 1,2 до 4 м 3 /мин.
В результате удается совместить опрессовку с процессом гидроразрыва пласта, т.е. упростить процесс опрессовки и снизить простои скважины.
Применение предложенного способа позволит решить задачу упрощения опрессовки и снижения простоев скважины. При целостности колонны насосно-компрессорных труб отпадает необходимость в спуско-подъемных операциях для опрессовки и возобновления работы скважины.
Источник
6. Опрессовка и шаблонирование нкт.
осмотреть НКТ на предмет соответствия категории НКТ указанной в сопроводительной записке. В случае несоответствия категории работа с данными НКТ запрещается.
Взять из пачки внутреннюю сопроводительную записку.
При помощи рольгангов и перекладывателей трубу каждую в отдельности подать на вспомогательный стеллаж стенда опрессовки.
Произвести смазку резьбовых концов и клеймение. Клеймо оператора производившего опрессовку устанавливается на теле трубы, на расстоянии 5 – 10см от муфты, клеймо должно четко просматриваться.
При помощи специального перекладывателя, трубу положить на опрессовочный стенд.
Привести во вращение трубу при помощи приводных роликов, таким образом произвести заворот ниппеля трубы с головкой нагнетательного узла.
Подвести каретку опрессовочного стенда к муфтовому концу трубы и произвести неполное свинчивание головки, обеспечивающее свободный излив опрессовочной жидкости.
Включить центробежный насос и дождаться наполнения трубы.
Отпустив роликовые зажимы произвести полное свинчивание головки с трубой.
Закрыть вентиль, расположенный у пульта управления.
Включить насос высокого давления, одновременно наблюдая за показанием манометра.
Довести давление в испытываемой трубе до 200 кгс/см² и произвести выдержку в течении 10 секунд.
Произвести визуальный осмотр трубы на наличие утечек. Утечки не допускаются.
Открыть вентиль и стравить давление до нуля.
Отвернуть головку со стороны муфтового конца трубы.
Примечание:при обнаружении утечки по телу трубы оператор должен установить метку краской на теле трубы в виде полосы длиной 15 – 20см. Если наблюдалась утечка по резьбовым концам трубы, то метка устанавливается на том конце, где была утечка.
После проведенных вышеизложенных технологических процессов производся шаблонирование НКТ,в соответствии с таблицей:
