Cтраница 1
Негерметичность эксплуатационных колонн и подземного оборудования скважин - перетоки газа из затрубного пространства в межколонное через нарушения в колонне или негерметичные резьбовые соединения. Данный вид межколонного газопроявления встречается в основном в скважинах, оборудованных отечественными па-керами типа 1ПД - ЯГ, 2ПД - ЯГ. Это связано с низким качеством самих пакеров, операцией по их установке, а также с нарушением эксплуатационных колонн и разгерметизацией резьбовых соединений в процессе эксплуатации. [1]
Негерметичность эксплуатационной колонны во время испытания скважины может возникнуть вследствие нарушения ее целостности перфорацией или разрушения труб под воздействием различных нагрузок. [2]
Причинами негерметичности эксплуатационных колонн являются частичное или некачественное ее цементирование во время строительства, использование сточных вод для заводнения и агрессивных жидкостей для интенсификации добычи нефти, высокое давление нагнетания, качество металла и закрепления резьбовых соединений. [3]
Проблема негерметичности эксплуатационных колонн добывающих и нагнетательных скважин на нефтяных месторождениях Западно-Сибирского региона с каждым годом приобретает все большую актуальность. Вследствие этого обводненность добываемой продукции повышается, эксплуатация скважин становится нерентабельной. Такие скважины также являются потенциальными источниками загрязнения вышележащих горизонтов с пресными водами. Основными причинами нарушения герметичности колонн являются: старение фонда скважин, некачественное цементирование при заключительных работах во время бурения, коррозионные процессы в местах контакта водоносных горизонтов с колонной, глушение скважин при давлениях, выше давлений опрессовки, разгерметизация в муфтовых соединениях, особенно в интервалах интенсивного набора кривизны, коррозия металла и другие технологические причины. [4]
Методом термометрии негерметичность эксплуатационной колонны выше интервала перфорации продуктивного пласта устанавливается по аномалии градиента температур по сравнению с градиентом выше и ниже негерметичности. Для определения интервала ( глубины) негерметичности колонны исследование термометром производится при режиме закачивания воды в скважину или после снижения уровня жидкости в ней в зависимости от конкретных условий скважин. В обоих случаях вначале записывается контрольная термограмма, затем - в рабочих режимах. Путем сравнения двух термограмм определяется место негерметичности колонны. [5]
Для устранения негерметичности эксплуатационной колонны НКТ диаметром 48 мм были спущены в заколонное пространство на глубину 151 м и закачано 1 2 м3 цементного раствора. После ОЗЦ цементное кольцо в заколонном пространстве было отбито на глубине 119 м или на 6 м выше расчетного. Несмотря на это, колонна осталась негерметичной: давление опрессовки 7 МПа за 1 мин снижалось до нуля. Для окончательной герметизации колонны в нее были спущены НКТ диаметром 73 мм и через нарушения за колонну было закачано 0 35 м3 цементного раствора при давлении 8 МПа. [6]
При небольшой глубине обнаружения негерметичности эксплуатационной колонны фонтанной или газлифтной скважины отношение глубины залегания продуктивного пласта к глубине местонахождения негерметичности Я2), независимо от поглощающей способности интервала негерметичности колонны, выполняют необходимые подготовительные работы и в НКТ последовательно закачивают моющий агент или растворитель в количестве, равном объему НКТ ( при необходимости очистки скважины от отложений тяжелых углеводородов), структурно-упрочненный вязкоупругий состав ( не менее 3 м3), жидкость глушения кольцевого пространства, вторую порцию вязкоупру-гого состава для временного перекрытия фильтра скважины ( не менее 1 м3) и жидкость глушения. При этом до момента доставки второй порции вязкоупругого состава к нижнему концу НКТ технологические жидкости закачивают при сбалансированном; выпуске из кольцевого пространства флюида, газа и моющей жидкости. [7]
Технология РВР по устранению негерметичности эксплуатационной колонны путем установки металлического пластыря в основном аналогична работам по отключению верхних пластов. Единственное отличие заключается в том, что в интервалах установки пластыря за эксплуатационной колонной чаще всего отсутствует цементное кольцо. Поэтому желательно негерметичность эксплуатационной колонны вначале использовать в качестве спецотверстий для наращивания цементного кольца. [8]
При большой глубине обнаружения негерметичности эксплуатационной колонны и поглощающей способности его выше продуктивного пласта в кольцевое пространство при сбалансированном выпуске из скважины флюида или газа последовательно закачивают: 1 - 2 м3 структурно-упрочненного вязко-упругого состава; не менее 5 м3 неупрочненного вязкоупругого состава для уменьшения поглощающей способности интервала нарушения герметичности колонны; моющий агент и жидкость глушения каждого в количестве не менее объема НКТ; структурно-упрочненный вязкоупругий состав ( не менее 1 м3); жидкость глушения в количестве, равном разности объемов ствола скважины и НКТ. Неупрочненный вязкоупругий состав в интервал негерметичности колонны вытесняют при закрытой выкидной линии и минимально допустимом давлении. Затем, поддерживая давление нагнетания выше максимального давления вытеснения вязкоупругого состава в интервал нарушения герметичности колонны, продолжают технологическую операцию. [9]
Для решения задачи ликвидации негерметичности эксплуатационных колонн существует большое количество традиционных технологий. [10]
Исследованиями дебитомером ( расходомером) негерметичность эксплуатационной колонны ( или других обсадных колонн) устанавливается по наличию притока ( приемистости) вне интервалов перфорации. Для этого записывается непрерывная диаграмма в неперфорированных интервалах скважины. В интервалах резкого изменения дебита или приемистости замеры производятся по точкам. Если для определения величин дебита ( приемистости) по отдельным перфорированным пластам исследования дебитомером ( расходомером) производятся только при установившемся режиме работы скважины, то для определения мест негерметичности колонн выполнение этого требования не обязательно. [11]
Проседание уровня земли приводит к негерметичности эксплуатационных колонн, а это, в свою очередь, может приводить к перетокам нефти, газа и пластовых сильно минерализованных вод в другие горизонты. Это создает большие экологические проблемы и наносит вред недрам. Следует отметить, что вопросам охраны недр и окружающей среды в последние годы стали уделять большое внимание. Многое сделано, но многое еще требуется решать. На месторождениях Севера Тюменской области, Восточной Сибири и Заполярья имеются вечномерзлые породы, толщиной от поверхности и ниже до нескольких сот метров. При бурении и эксплуатации скважин здесь происходит растепление этих участков пород, вследствие чего происходит просадка пород вокруг скважин. Приходится принимать специальные меры против растепления пород как в процессе бурения скважин, так и при эксплуатации скважин. [12]
Недостатком технологии является возможное появление негерметичности эксплуатационной колонны в интервале спецотверстий во время эксплуатации скважины. [13]
На промыслах для определения интервала негерметичности эксплуатационной колонны применяется метод поинтервальной опрессовки с использованием пакера, высоковязкой жидкости и газообразного агента. [14]
В практике встречаются случаи ликвидации негерметичности эксплуатационной колонны путем спуска дополнительной колонны. [15]