Негерметичність - експлуатаційна колона - Велика Енциклопедія Нафти та Газа
Негерметичність - експлуатаційна колона
Негерметичність експлуатаційних колон та підземного обладнання свердловин - перетікання газу із затрубного простору в міжколонне через порушення в колоні або негерметичні різьбові з'єднання. Даний вид міжколонного газопрояву зустрічається в основному в свердловинах, обладнаних вітчизняними пакерами типу 1ПД - ЯГ, 2ПД - ЯГ. Це пов'язано з низькою якістю самих пакерів, операцією їх встановлення, а також з порушенням експлуатаційних колон і розгерметизацією різьбових з'єднань в процесі експлуатації. [1]
Негерметичність експлуатаційної колони під час випробування свердловини може виникнути внаслідок порушення цілісності перфорацією або руйнування труб під впливом різних навантажень. [2]
Причинами негерметичності експлуатаційних колон є часткове або неякісне її цементування під час будівництва, використання стічних вод для заводнення та агресивних рідин для інтенсифікації видобутку нафти, високий тиск нагнітання, якість металу та закріплення різьбових з'єднань. [3]
Проблема негерметичності експлуатаційних колон добувних і нагнітальних свердловин на нафтових родовищах Західно-Сибірського регіону з кожним роком набуває все більшої актуальності. Внаслідок цього обводненість продукції, що видобувається, підвищується, експлуатація свердловин стає нерентабельною. Такі свердловини є потенційними джерелами забруднення вищележачих горизонтів з прісними водами. Основними причинами порушення герметичності колон є: старіння фонду свердловин, неякісне цементування при заключних роботах під час буріння, корозійні процеси в місцях контакту водоносних горизонтівколоною, глушіння свердловин при тисках, вище тиску опресування, розгерметизація в муфтових з'єднаннях, особливо в інтервалах інтенсивного набору кривизни, корозія металу та інші технологічні причини. [4]
Методом термометрії негерметичність експлуатаційної колони вище за інтервал перфорації продуктивного пласта встановлюється по аномалії градієнта температур порівняно з градієнтом вище і нижче негерметичності. Для визначення інтервалу (глибини) негерметичності колони дослідження термометром проводиться при режимі закачування води в свердловину або після зниження рівня рідини в ній залежно від умов свердловин. В обох випадках спочатку записується контрольна термограма, потім – у робочих режимах. Шляхом порівняння двох термограм визначається місце негерметичність колони. [5]
Для усунення негерметичності експлуатаційної колони НКТ діаметром 48 мм були спущені в коліно на глибину 151 м і закачано 1 2 м3 цементного розчину. Після ОЗЦ цементне кільце у заколонному просторі було відбито на глибині 119 м або на 6 м вище за розрахунковий. Попри це колона залишилася негерметичною: тиск опресування 7 МПа за 1 хв знижувався до нуля. Для остаточної герметизації колони в неї були спущені НКТ діаметром 73 мм і через порушення колони було закачано 0 35 м3 цементного розчину при тиску 8 МПа. [6]
При невеликій глибині виявлення негерметичності експлуатаційної колони фонтанної або газліфтної свердловини відношення глибини залягання продуктивного пласта до глибини місцезнаходження негерметичності Я2), незалежно від поглинаючої здатності інтервалу негерметичності колони, виконують необхідні підготовчі роботи і в НКТ послідовно закачують миючий агент або розчинниккількості, що дорівнює об'єму НКТ (при необхідності очищення свердловини від відкладень важких вуглеводнів), структурно-зміцнений в'язкопружний склад (не менше 3 м3), рідина глушення кільцевого простору, другу порцію в'язкоупру-гого складу для тимчасового перекриття фільтра свердловини та рідина глушіння. При цьому до моменту доставки другої порції в'язкопружного складу до нижнього кінця НКТ технологічні рідини закачують при збалансованому; випуску з кільцевого простору флюїду, газу та миючої рідини. [7]
Технологія РВР з усунення негерметичності експлуатаційної колони шляхом встановлення металевого пластиру переважно аналогічна роботам з відключення верхніх пластів. Єдина відмінність полягає в тому, що в інтервалах установки пластиру за експлуатаційною колоною найчастіше відсутнє цементне кільце. Тому бажано негерметичність експлуатаційної колони спочатку використовувати як спецотвори для нарощування цементного кільця. [8]
При великій глибині виявлення негерметичності експлуатаційної колони та поглинаючої здатності його вище продуктивного пласта в кільцевий простір при збалансованому випуску зі свердловини флюїду або газу послідовно закачують: 1 - 2 м3 структурно-зміцненого в'язко-пружного складу; не менше 5 м3 неукріпленого в'язкопружного складу для зменшення поглинаючої здатності інтервалу порушення герметичності колони; миючий агент та рідина глушення кожного в кількості не менше обсягу НКТ; структурно-зміцнений в'язкопружний склад (не менше 1 м3); рідина глушення в кількості, що дорівнює різниці обсягів стовбура свердловини та НКТ. Неукріплений в'язкопружний склад в інтервал негерметичності колони витісняють при закритій лінії викидів і мінімально допустимомутиску. Потім, підтримуючи тиск нагнітання вище максимального тиску витіснення в'язкопружного складу в інтервал порушення герметичності колони, продовжують технологічну операцію. [9]
Для вирішення завдання ліквідації негерметичності експлуатаційних колон існує велика кількість традиційних технологій. [10]
Дослідженнями дебітомером (витратоміром) негерметичність експлуатаційної колони (або інших обсадних колон) встановлюється за наявності припливу (приймальності) поза інтервалами перфорації. Для цього записується безперервна діаграма у неперфорованих інтервалах свердловини. В інтервалах різкої зміни дебіту або прийомистості виміри виробляються по точках. Якщо визначення величин дебіту ( прийомистості) по окремим перфорованим пластам дослідження дебітомером ( расходомером) виробляються лише за встановленому режимі роботи свердловини, то визначення місць негерметичності колон виконання цієї вимоги необов'язково. [11]
Просідання рівня землі призводить до негерметичності експлуатаційних колон, а це, у свою чергу, може призводити до перетікання нафти, газу та пластових сильно мінералізованих вод в інші горизонти. Це створює великі екологічні проблеми та завдає шкоди надрам. Слід зазначити, що питанням охорони надр та довкілля останніми роками почали приділяти велику увагу. Багато чого зроблено, але багато що потрібно вирішувати. На родовищах Півночі Тюменської області, Східного Сибіру та Заполяр'я є вічномерзлі породи, товщиною від поверхні та нижче за кілька сотень метрів. При бурінні та експлуатації свердловин тут відбувається розтеплення цих ділянок порід, внаслідок чого відбувається просідання порід навколо свердловин. Доводиться вживати спеціальних заходів проти розтеплення порід.процесі буріння свердловин, і при експлуатації свердловин. [12]
Недоліком технології є поява негерметичності експлуатаційної колони в інтервалі спецотворів під час експлуатації свердловини. [13]
На промислах для визначення інтервалу негерметичності експлуатаційної колони застосовується метод поінтервального опресування з використанням пакера, високов'язкої рідини та газоподібного агента. [14]
У практиці трапляються випадки ліквідації негерметичності експлуатаційної колони шляхом спуску додаткової колони. [15]