Параметры исследования крепи скважины

Технологический метод исследования крепи скважин	Параметры исследования, которые следует указывать в утверждаемом плане работ
Опрессовка колонны	Глубина установки моста (пакера), отключающего интервал перфорации (нарушения); тип и плотность жидкости опрессовки; величина устьевого давления опрессовки
Поинтервальная опрессовка	Глубина установки моста, отключающего интервал перфорации (нарушения); глубина спуска насосно-компрессорных труб; тип, вязкость, плотность и объем вязкой буферной жидкости; тип, вязкость и плотность промывочной жидкости; направление прокачивания (прямое, обратное); объем прокачивания и число этапов прокачивания вязкой буферной жидкости; продолжительность и устьевое давление опрессовки
Снижение и прослеживание восстановления уровня жидкости в колонне	Глубина установки моста, отключающего интервал перфорации (нарушения); способ и глубина снижения уровня жидкости в скважине; способ и периодичность регистрации положения уровня в скважине
Определение пропускной способности нарушения или специальных отверстий в колонне	Режимы продавливания жидкости через нарушение колонны; устьевое давление на каждом режиме; тип; плотность и вязкость продавливаемой жидкости
Шаблонирование колонны	Тип, материал, наружный диаметр и длина шаблона; тип (насосно-компрессорные, бурильные) и условный диаметр труб для спуска шаблона; скорость спуска шаблона; величина максимальной разгрузки труб при остановке шаблона в процессе спуска в скважину; интервал (глубина) шаблонирования
Снятие отпечатка с дефекта крепи	Тип печати (плоская, конусная и др.); материал поверхности для снятия отпечатка; наружный диаметр и длина печати; тип и условный диаметр труб (троса) для спуска печати; глубина спуска печати; величина разгрузки труб и необходимость промывки при посадке печати
Прокачивание индикатора (красителя)	Тип или химический состав индикатора; концентрация и объем раствора индикатора

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). Для 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.