5.1.4. Гидроаэродинамические методы поиска

МЕСТ НЕГЕРМЕТИЧНОСТИ ОБСАДНЫХ КОЛОНН

Определение местоположения негерметичных

резьбовых соединений обсадных колонн

Каналами в резьбе являются щелевые зазоры раскрытостью в десятые и сотые доли миллиметра. Пропускная способность таких каналов столь незначительна, что при опрессовке непрерывная закачка жидкости при допускаемых для обсадных колонн давлениях невозможна. После прекращения прокачки избыточное давление в колонне постепенно снижается. При этом величина снижения давления в течение контрольного времени опрессовки может быть в пределах допускаемой, т. е. обсадная колонна в соответствии с действующими нормами может считаться герметичной. Однако при освоении или эксплуатации скважин выделяющийся из нефти растворенный газ проникает через негерметичную резьбу и, скапливаясь в заколонном пространстве, осложняет процесс добычи нефти.

Местоположение каналов утечки флюидов из колонны часто определяют гидроаэродинамическими методами. Гидроаэродинамические методы исследования включают поинтервальную опрессовку негерметичной колонны газообразным агентом или пачкой высоковязкой жидкости. Поинтервальная опрессовка обсадных колонн газообразным агентом осуществляется для поиска мест утечки газа, являющихся причиной межколонных проявлений на устье при освоении и эксплуатации скважин.

Поинтервальную опрессовку обсадных колонн пачкой высоковязкой жидкости проводят, если негерметичность колонны по жидкости регистрируется лишь падением давления при опрессовке. В последнем случае нередко применяют поинтервальную опрессовку колонны с помощью пакера.

Поиск интервала негерметичности методом

поинтервальной опрессовки колонны

газообразным агентом

Для определения интервала негерметичности методом поинтервальной опрессовки на скважине устанавливают цементировочный агрегат (ЦА), газонагнетающий агрегат – автомобильную газификационную установку (АГУ) со сжиженным азотом или паропроизводительную установку (ППУ). По согласованию с местными органами РГТИ допускается применение воздушного компрессора (УКП-80 и др.).

Затрубное пространство скважины обвязывают с газонагнетающим агрегатом 2, а трубное - с мерной емкостью 3 цементировочного агрегата (рис. 5.6). Д ля опорожнения и опрессовки исследуемого интервала через открытый кран 6 в затрубном пространстве подают газообразный агент. При этом замеряют объем вытесняемого из НКТ бурового раствора, поступающего через открытый кран 7 в мерную емкость.

Положение уровня жидкости в колонне h определяется по формуле

где V_м – объем жидкости, вытесненной в мерную емкость, м³; V₀ – объем 1 м затрубного пространства скважины, м³.

При достижении уровня жидкости глубины h, равного 50 - 100 м, закрывают кран 7. Продолжая нагнетать газ (пар), давление в затрубном пространстве доводят до величины не менее р₃.

Затем подачу газообразного агента прекращают, кран 6 перекрывают. Скважину выдерживают под давлением в течение времени Т_в.

Если за это время давление в межколонном пространстве не возросло, то открывают кран 7 и, продолжая нагнетать газ (пар) в затрубное пространство, дополнительно снижают уровень в затрубном пространстве на величину от 50 до 100 м.

Очередной интервал колонны спрессовывают таким же способом и в том же порядке. Участки колонны опрессовывают до тех пор, пока повышение давления в межколонном пространстве не укажет на наличие негерметичности в очередном исследуемом интервале. Затем скважину заполняют буровым раствором до устья.

Определение интервала негерметичности поинтервальной

опрессовкой обсадной колонны высоковязкой жидкостью

В этом случае в качестве высоковязких жидкостей используются загущенные водные растворы полимеров (например, КМЦ, ПАА и др,). Рецептуры растворов подбирают в лабораторных условиях.

Вязкость этих растворов, как показывает практика, должна быть не менее чем в 10 раз выше вязкости бурового раствора.

Башмак НКТ располагают на расстоянии 5 - 10 м выше искусственного забоя или цементного моста, установленного над интервалом перфорации. Колонну спрессовывают, фиксируют величину падения давления ∆р.

В специальной емкости или мерной емкости ЦА приготавливают не менее 1 м³ высоковязкого раствора. При открытом выкиде из затрубного пространства закачивают приготовленный раствор в НКТ. Высоковязкий раствор промывочной жидкостью продавливается и вытесняется из НКТ.

Выкид из затрубного пространства закрывают и, продолжая закачку бурового раствора, доводят давление в затрубном пространстве эксплуатационной колонны до значения, допускаемого при опрессовке. Колонну выдерживают под давлением в течение контрольного времени, фиксируют величину снижения давления ∆р. Если результат опрессовки не отличается от данных, полученных ранее, то снижая давление в затрубном пространстве и продолжая закачивать буровой раствор в НКТ, перемещают высоковязкий раствор по затрубному пространству для опрессовки следующего, расположенного выше интервала колонны.

Поинтервальную опрессовку продолжают до тех пор, пока резкое снижение ∆р не укажет на перекрытие высоковязкой жидкостью негерметичного интервала колонны. Количество продавочной жидкости для очередного перемещения высоковязкого раствора должно составлять не более 80 % от его объема.

Местоположение верхней L_в и нижней L_н границ интервала негерметичности определяют по формулам:

Здесь: Н₁ - длина НКТ, м; V_в - объем высоковязкой жидкости, м³; V₀ - объем 1 м затрубного пространства эксплуатационной колонны, м³; n - порядковый номер спрессовываемого интервала колонны, где установлена негерметичность.

Определение местоположения сквозных

дефектов обсадных колонн

Если негерметичность колонны характеризуется поглощением бурового раствора при проверке на приемистость, то поинтервальную опрессовку колонны следует производить при спуске пакера в скважину через каждые 300 - 500 м. После установки пакера опрессовке рекомендуется подвергать подпакерное пространство. Это ускоряет процесс поиска, так как не требуется герметизация затрубного пространства. Отсутствие поглощения при очередном цикле опрессовки укажет на наличие нарушения в интервале наращенных труб. Местоположение нарушения можно уточнить при последующем подъеме пакера опрессовкой колонны, при необходимости — после каждой поднятой трубы. Если при проверке скважины на приемистость наблюдается выход циркуляции на поверхность и количество закачиваемой и вытекающей жидкости одинаково, то осуществляют закачку индикатора (красителя). Глубину дефекта L_в определяют по формуле:

где V_п - объем закачанной в скважину продавочной жидкости (включая объем раствора индикатора) до появления красителя на поверхности; D_к - внутренний диаметр кондуктора (промежуточной колонны).

В прошаблонированных полномерной печатью обсадных колоннах, негерметичность которых характеризуется поглощением бурового раствора при проверке на приемистость, применяется метод определения местоположения дефекта путем продавливания цементировочной пробки по колонне.

Продавочная пробка, используемая при цементировании обсадных колонн, вводится с поверхности внутрь колонны, а затем проталкивается буровым раствором, нагнетаемым с устья скважины. Количество закачиваемого раствора должно быть не меньше объема колонны. Глубину нарушения определяют по месту остановки пробки, которое устанавливается с помощью аппарата Яковлева. Конструкцией пробки может быть предусмотрена возможность ее извлечения из скважины с помощью приспособления для захвата ловильным инструментом.

Исследование зацементированного

заколонного пространства

Для определения интервала и качества цементирования колонны используют аппаратуру акустического и гамма-контроля цементирования. Ввиду принципиального различия информации, получаемой указанными методами, рекомендуется совместное их использование.

Для определения наличия интервалов и направления перетоков флюидов за эксплуатационной колонной применяют термометрию в соответствии с РД, а на участках ствола, прилегающих к интервалу перфорации, также метод радиоактивных изотопов и другие методы. Исследования перетоков за кондуктором или промежуточной колонной выполняют снятием термограмм по внугреннему пространству эксплуатационной колонны либо кольцевому зазору между эксплуатационной колонной и кондуктором (промежуточной колонной).

Перед исследованием скважину заполняют жидкостью до устья в стволе и кольцевом пространстве между колонной и кондуктором (промежуточной колонной) и оставляют в покое на 48 ч. При высоком положении статического уровня предпочтительнее проводить замеры в колонне.

Замеры по кольцевому зазору выполняют серийными электротермометрами диаметром 32 и 35 мм, которые спускают на одно- или трехжильном кабеле с регистрацией показаний каротажными станциями АКС или АПЗА. Замер может быть проведен между 146-мм и 245-мм или 324-мм колоннами, а также между 168-мм и 299-мм или 324-мм колоннами. Перед исследованием кольцевое пространство за колонной шаблонируют и определяют положение уровня жидкости.

Для оценки возможности и целесообразности повторного тампонирования обсадной колонны методом обратного цементирования и определения необходимого объема тампонажного раствора проводится термометрия с закачкой жидкости в кольцевое пространство с устья. Термометр спускают в колонну. С контрольной термограммой сравнивают кривые, Снятые после закачивания воды в объеме 3 - 4 м³ (первая порция) и двух объемов предполагаемой зоны цементирования (вторая порция). В первом случае снимают замер через 20 - 30 мин., во втором — через 20 - 30 мин. и 1,5 - 2 ч. Температура закачиваемой воды должна отличаться от температуры горных пород не менее чем на 4 - 6° С.

Исследованиями могут быть выявлены:

глубина, до которой наблюдается движение жидкости за колонной и кондуктором (промежуточной колонной);

интервалы поглощения закачиваемой жидкости;

нарушение в кондукторе (промежуточной колонне) и глубина нарушения.

Для уточнения температурных условий в заданной зоне ствола скважины перед РИР в НКТ через лубрикатор спускают электротермометр. После выполнения замера температуры на заданной глубине и закачки бурового раствора имитируют планируемый процесс цементирования, регистрируя изменение температуры. После прокачивания жидкости, не перемещая прибор из заданной зоны, выполняют запись восстановлеyия температуры во времени. Данные исследования используют при подборе композиции тампонажных растворов, резко реагирующих на изменение температуры, и определении сроков проведения отдельных операций в процессе тампонирования скважин. Все промыслово-геофизические исследования проводят по специальным планам.