СПОСОБ ДИФФЕРЕНЦИАЛЬНОГО ОПРЕДЕЛЕНИЯ НЕГЕРМЕТИЧНОСТИ ПАКЕРА ИЛИ ЦИРКУЛЯЦИОННОГО КЛАПАНА В ГАЗОВЫХ СКВАЖИНАХ
METHOD FOR DIFFERENTIAL DETERMINATION OF PACKER OR CIRCULATING VALVE UNTIGHTNESS IN GAS WELLS

Изобретение относится к геофизическим исследованиям и предназначено для оценки технического состояния элементов подземного оборудования газовых скважин.
Известен способ оценки герметичности эксплуатационной колонны нагнетательной скважины, оборудованной насосно-компрессорными трубами с регистрацией расходов жидкости двумя расходомерами /Авторское свидетельство RU № 21686622, 7 Е21В 47/00; Е21В 47/10, 2002/. Первый устанавливают ниже воронки насосно-компрессорных труб (НКТ), а второй на устье скважины в линии, по которой осуществляют закачку жидкости в затрубное пространство. По соответствию (разнице) расходов жидкости зафиксированных расходомерами, установленными ниже воронки НКТ и на устье скважины, судят о герметичности (негерметичности) эксплуатационной колонны. Измерение расхода в скважине расходомером является существенным признаком, который будет использоваться в предлагаемом изобретении.
Недостатком данного способа является то, что он практически неприменим для газовых скважин, в которых в затрубном пространстве установлен пакер.
Наиболее близким техническим решением к предлагаемому способу является способ определения герметичности (негерметичности) пусковых муфт, пакера и НКТ нефтяных скважин при газолифтном способе их эксплуатации /В.Н.Моисеев. Применение геофизических методов в процессе эксплуатации скважин. М.: Недра, 1990, с.80-83/.
По аномалиям температуры /положительным или отрицательным/ на термограммах, записанных в интервале установки пусковых клапанов, пакера и предполагаемой негерметичности НКТ, а также по повышению уровня /интенсивности/ шумов определяют пропуски газа или жидкости через указанные элементы. Показания магнитного локатора муфт используют для привязки выявленных аномалий к элементам подземного оборудования.
Регистрация аномалий температуры и использование электромагнитного локатора муфт для привязки термоаномалий к местонахождению элементов подземного оборудования относятся к существенным признакам, которые будут использоваться в предлагаемом изобретении.
Недостатком данного способа является то, что вследствие естественной тепловой инерции термодатчика скважинного термометра, а также распространения теплового возмущения на большое расстояние вверх и вниз от места негерметичности температурные аномалии имеют довольно большую протяженность, что не позволяет установить точное место негерметичности. По кривой интенсивности шумов на практике также бывает трудно определить конкретное место негерметичности, так как интенсивность шумов, создаваемых движением прибора при проведении исследований, и шумы потока флюида могут значительно превышать интенсивность шума в месте негерметичности подземного оборудования.
Кроме того, пусковые клапаны и пакер в нефтяных в газлифтных скважинах разнесены между собой на сотни метров, в то время как в газовых скважинах циркуляционный клапан и пакер составляет длину 5-9 метров, при этом расстояние между циркуляционным клапаном и резиновым уплотнительным элементом пакера (в дальнейшем пакер) может составлять от 1,5 до 3 метров.
Применение вышеуказанных способов для определения негерметичности уплотняющего элемента пакера или уплотняющих элементов надпакерного циркуляционного клапана (в дальнейшем ЦК), находящихся на расстоянии от 1,5 до 3 метров друг от друга, не позволяет получить однозначный ответ.
Пакер стационарно-съемный ПС-178, изготовленный фирмой «Саратовгазприборавтоматика», представляет собой приспособление, спускаемое в скважину на НКТ в составе комплекса подземного оборудования, предназначенного для герметичного разобщения затрубного пространства от пласта с целью защиты эксплуатационной колонны скважины от воздействия добываемой среды.
Клапан циркуляционный КЦ 114-21,0 изготовленный этой же фирмой, соединяется сверху с пакером или через переходник НКТ и предназначен для сообщения и герметичного разобщения внутренней полости лифтовой колонны (НКТ) от затрубного пространства при проведении различных технологических операций в процессе освоения и эксплуатации газовых скважин.
Задачей предлагаемого изобретения является создание способа, позволяющего однозначно определить негерметичность циркуляционного клапана и уплотняющего элемента пакера, находящихся на расстоянии 1,5-3 метра друг от друга.
Поставленная задача достигается спуском скважинного прибора, имеющего датчики механической или термокондуктивной расходометрии (или совместно), измерения температуры и электромагнитной локации муфт, в скважину на глубину 50 метров ниже пакера и стравливанием давления из затрубного пространства. При снижении давления на 1 МПа начинаем подъем прибора на 100 метров вверх со скоростью 300 м/час с одновременной записью кривых температуры, расхода и локации муфт. По локатору муфт определяем интервал установки пакера и ЦК. Отрицательная температурная аномалия в интервале установки пакера и ЦК свидетельствует о наличии негерметичности в данном интервале. Наличие потока газа в НКТ и прекращение его, в интервале установки пакера и ЦК, свидетельствует о негерметичности циркуляционного клапана, отсутствие потока газа в НКТ и в интервале установки пакера и ЦК свидетельствует о негерметичности резинового элемента пакера.
На фиг.1 представлены результаты исследований скважины Совхозного подземного хранилища газа, где:
1 - сборка пакера и ЦК;
2 - циркуляционный клапан (ЦК);
3 - пакер;
4 - стенка насосно-компрессорных труб;
5 - стенка обсадной колонны;
6 - кривая, записанная электромагнитным локатором муфт;
7 - кривая, записанная термометром;
8 - кривая, записанная механическим расходомером;
9 - кривая, записанная термокондуктивным расходомером.
По данным локации муфт 6 уточняется интервал установки пакера и ЦК. На термограмме 7 отмечается отрицательная аномалия температуры в интервале установки пакера и ЦК, что свидетельствует о наличии негерметичности данного интервала. По механическому 8 и термокондуктивному 9 расходомерам в НКТ ниже пакера отмечается движение газа, которое прекращается в интервале установки пакера и ЦК, что свидетельствует о негерметичности ЦК.
На фиг.2 представлены результаты исследований скважины Совхозного подземного хранилища газа, где:
10 - сборка пакера и ЦК;
11 - циркуляционный клапан (ЦК);
12 - пакер;
13 - стенка насосно-компрессорных труб;
14 - стенка обсадной колонны;
15 - кривая, записанная электромагнитным локатором муфт;
16 - кривая, записанная термометром;
17 - кривая, записанная механическим расходомером;
18 - кривая, записанная термокондуктивным расходомером.
По данным локации муфт 15 уточняется интервал установки пакера и ЦК. На термограмме 16 отмечается отрицательная аномалия температуры в интервале установки пакера и ЦК, что свидетельствует о наличии негерметичности данного интервала. По механическому 17 и термокондуктивному 18 расходомерам отсутствует движение газа в НКТ и в интервале установки пакера и ЦК, что свидетельствует о негерметичности пакера.
Сущность изобретения заключается в том, что для однозначного определения негерметичности циркуляционного клапана и резинового уплотняющего элемента пакера, находящихся в сборке на расстоянии 1,5-3 метра друг от друга, скважинный прибор снабжают датчиками расхода (расходов) и спускают в скважину на глубину 50 метров ниже пакера. Стравливают давление газа из затрубного пространства и при снижении давления на 1 МПа начинают подъем прибора на 100 метров вверх со скоростью 300 м/час с одновременной записью кривых температуры, расхода и локации муфт. По локатору муфт определяют интервал установки пакера и ЦК. По наличию потока газа в НКТ и прекращению его в интервале установки пакера и ЦК судят о негерметичности циркуляционного клапана, а по отсутствию потока газа в НКТ и в интервале установки пакера и ЦК судят о негерметичности резинового уплотняющего элемента пакера.
По предлагаемой методике произведены работы в 6 скважинах Совхозного ПХГ Оренбургской области. Полученные результаты позволили однозначно определить в 4-х скважинах негерметичность ЦК, а в 2-х негерметичность пакера.
Экономическая эффективность предлагаемой методики заключается в том, что достоверное определение негерметичности ЦК позволяет заказчику герметизировать его без капитального ремонта скважины. Средняя стоимость капитального ремонта одной скважины на Совхозном ПХГ 4500 тыс. руб.
Стоимость герметизации ЦК бригадой подземного ремонта скважин порядка 45 тыс. руб.
Стоимость геофизических работ по определению герметичности пакера или ЦК не превышает 40 тыс. руб.