СПОСОБ ОПРЕССОВКИ КОЛОННЫ НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫХ ТРУБ
METHOD FOR PRESSURE TEST OF TUBING STRING

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.
3
3
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 с расходом 1,2-4 м/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.
Сущность изобретения
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.
3
Перед проведением процесса опрессовки на скважину выезжает агрегат ЦА-320 с автоцистерной объемом 8-10 м 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.
3
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, 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.
3
3
3
Т.е. в состав оборудования для гидроразрыва входят насосные агрегаты типа АНА-105 или FS-2251, развивающие максимальный расход до 1,2 м/мин каждый при давлении до 780 атм. Данные агрегаты используются в количестве минимум 3 для обеспечения общего расхода нагнетания технологической жидкости до 4 м/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 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.
3
3
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/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 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
3
3
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 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 за 25 минут при давлении 14 МПа. Во время определения приемистости излив из затрубной задвижки отсутствовал. Пакер при давлении 14 МПа герметичен.
3
3
Во время процесса ГРП в межтрубном пространстве создали давление 2 МПа, закачивают технологическую жидкость в колонну насосно-компрессорных труб в объеме 7 м с расходом 1,6 м/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.
3
3
Аналогичный результат достигается при закачке в колонну насосно-компрессорных труб технологической жидкости в пределах от 3 до 9 м с расходом от 1,2 до 4 м/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.