Какими способами определяется негерметичность обсадной колонны

Устранение негерметичности обсадных колонн

Эти работы заключаются в изоляции сквозных дефектов обсадных труб и повторной герметизации их соединительных узлов

Работы по устранению негерметичности обсадных колонн заключаются в изоляции сквозных дефектов обсадных труб и повторной герметизации их соединительных узлов (резьбовых соединений, стыковочных устройств, муфт ступенчатого цементирования МСЦ).

Повторная герметизация соединительных узлов обсадных колонн ликвидирует каналы негерметичности в этих узлах тампонированием под давлением.

Также применяют метод довинчивания обсадных труб с устья скважины.

Тампонирование негерметичных резьбовых соединений обсадных колонн производят для ликвидации утечки жидких или газообразных флюидов из колонны через резьбовые соединения во время эксплуатации скважины.

В качестве материалов используют фильтрующиеся полимерные составы или гель.

Применение раствора в данном случае запрещается.

Докрепление негерметичных резьбовых соединений экс. колонны методом доворота обсадных труб с устья в вертикальных и наклонных скважинах с незацементированной и неприхваченной части обсадной колонны.

Для изоляции сквозных дефектов в обсадных трубах используют способы замены поврежденной части колонны, тампонирования под давлением или установку труб меньшего диаметра против дефекта.

Дополнительную колонну спускают внутрь основной колонны, устанавливая башмак ее ниже дефекта и выше продуктивного горизонта или на забое.

Иногда спускают «летучку», которая перекрывает только интервал дефектов, при этом нижняя и верхняя части экс.колонны остаются прежними.

Дополнительную колонну спускают в скважину с последующим цементированием или же с установкой пакера.

Длину этой колонны выбирают из расчета создания цементного кольца в затрубе на 30-50 м выше верхнего дефекта в колонне.

Также дополнительную колонну спускают с пакером различных конструкций.

Наиболее целесообразно применение пакеров механического и гидравлического действия.

Источник

Выявление негерметичности обсадных колонн

Места негерметичности обсадных колонн, связанные с притоками и поглощениями флюидов, устанавливаются с помощью методов резистивиметрии, влагометрии, плотностеметрии, термометрии, изотопов, кислородного каротажа и расходометрии.

Негерметичность обсадной колонны с помощью резистивиметрии определяется по притоку или поглощению воды, отмечающейся по удельному электрическому сопротивлению от промывочной жидкости ствола скважины. Приток воды в скважину вызывается методом оттартывания. Место притока воды на кривой сопротивления отмечается повышением или понижением показаний р в зависимости от величины удельного сопротивления поступающей в скважину воды. Интервал негерметичности колонны, связанный с притоком жидкости, отмечается резким изменением показаний на кривой сопротивления.

Поглощение воды затрубным пространством из скважины через место негерметичности в колонне вызывается методом продавливания. С этой целью в ствол скважины закачивают порцию воды, резко отличающейся по удельному сопротивлению от воды, заполняющей скважину, и попутно с продавливанием жидкости производят измерения резистивиметром. Интервал негерметичности колонны, связанный с поглощением жидкости, фиксируется по прекращению изменений сопротивления жидкости в стволе скважины.

При сильных нефтегазопроявлениях при определении мест негерметичности колонны и лифтовых труб следует использовать метод продавливания жидкости.

Данные влагометрии позволяют установить места негерметичности колонны по притокам флюидов с диэлектрической проницаемостью, отличающейся от относительной проницаемости смеси в стволе скважины.

Места негерметичности обсадной колонны и лифтовых труб успешно определяют по данным обычной и высокочувствительной термометрии. В случае хорошей приемистости скважины измерения термометрией проводятся с применением закачки в нее воды под давлением, в случае низкой приемистости ‑ после снижения уровня жидкости в скважине. В первом и во втором случаях проводятся:

1) контрольный замер термометром в остановленной скважине;

2) замер термометром после закачки воды в скважину или после снижения уровня жидкости в ней.

Определение негерметичности колонны с помощью снижения уровня жидкости в скважине позволяет установить место поступления флюида по величине дроссельного эффекта на кривой термометрии (рис. 42). В случае притока воды или нефти эффект положительный, в случае притока газа ‑ отрицательный. В приведенном примере фиксируется поступление воды через негерметичное муфтовое соединение на глубине 1380 м. На кривой резистивиметра отмечается изменение удельного сопротивления жидкости, что подтверждает вывод о месте негерметичности колонны.

Места негерметичности обсадной колонны выше интервалов перфорации выделяются по увеличению градиента температур по сравнению с градиентами температур выше и ниже интервала негерметичности. При установлении мест негерметичности в интервалах между перфорированными пластами для более уверенной интерпретации следует использовать результаты механической и термокондуктивной расходометрии.

Рис. 42. Определение негерметичности колонны по данным термометрии и резистивиметрии в скв. 91 Западно-Сургутского месторождения:

I ‑ геотерма; II ‑ замер после снижения уровня жидкости в стволе скважины на 200 м;

1 ‑ глина, 2 ‑ алевролит, 3 ‑ песчаник, 4 ‑ место притока воды

Характерными признаками негерметичности обсадной колонны в зумпфе по данным термометрии являются:

1) резкое увеличение температуры в перемычках между пластами;

2) резкое приращение температуры в интервалах пластов- коллекторов, не вскрытых перфорацией;

3) отсутствие проявления дроссельного эффекта в перфорированном пласте на термограмме действующей скважины;

4) нулевой градиент температуры в зумпфе (термограмма располагается параллельно оси глубин).

Однако однозначно судить по этим признакам о негерметичности колонны нельзя, так как они являются одновременно и признаками затрубной циркуляции флюидов. Поэтому в таких случаях для выявления интервалов негерметичности колонны необходимо привлекать данные расходометрии и методов определения состава флюидов.

Метод изотопов может быть использован для локализации мест негерметичности обсадных колонн в комплексе с другими связанный с методами ГИС.

Приток воды в скважину, работающую нефтью с водой, вследствие негерметичности колонны отмечается на плотностеграмме снижением показаний Igg от нефти к воде (рис. 43).

Рис. 43. Выявление затрубной циркуляции воды в действующей скв. 6541 Лениногорского месторождения по данным комплекса ГИС [5]:

I ‑ прямой зонд 50 см, II ‑ обращенный зонд 25 см; 1 ‑ цемент в затрубном пространстве, 2 ‑ приток нефти, 3 ‑ приток воды, 4 ‑ песчаник водоносный,

5 ‑ глина, 6 ‑ алевролит, 7 ‑ песчаник нефтеносный, 8 ‑известняк

Наличие дефектов в цементном кольце и обсадных колоннах является причиной возникновения затрубной циркуляции флюидов и поступления воды в скважину.

1. Как можно определить негерметичность обсадной колонны?

2. Какие признаки наблюдаются при выявлении негерметичности обсадной колонны по данным термометрии?

Источник

Добыча нефти и газа

Изучаем тонкости нефтегазового дела ВМЕСТЕ!

Устранение негерметичности обсадной колонны

Работы по устранению негерметичности обсадных колонн включают изоляцию сквозных де­фектов обсадных труб и повторную герметизацию их соединительных узлов (резьбовые соединения, стыковочные устройства, муфты ступенчатого цемен­тирования)

· Останавливают и глушат скважину.

· Прово­дят исследования скважины.

· Проводят обследование обсадной колонны.

· Выбирают технологическую схему проведе­ния операции, тип и объем тампонажного материала.

· Ликвидацию каналов негерметичности со­единительных узлов производят тампонированием под давлением.

· В случае достоверной информации о негерметичности резьбового соединения используют метод установки металлического пластыря.

Тампонирование негерметичных резьбовых соединений обсадных колонн.

· В качестве тампонирующих материалов исполь­зуют фильтрующие полимерные составы, образующие газонепроницаемый тампонажный камень или гель.

· Использование цементных растворов для работ указанных выше запрещается.

В случае если в скважине межколонных проявлений не наблюдалось, а негерметичность вы­явлена при гидроиспытании, башмак НКТ устанав­ливают на 5—10 м выше искусственного забоя или цементного моста, расположенного над интервалом перфорации. В качестве тампонирующего материала ис­пользуют гелеобразующие составы.

При не установленном интервале негерметичности обсадной колонны применяют метод тампонирования под давлением с непрерывной (или остановками) прокачкой тампонирующей смеси по затрубному пространству.

В случае, если в процессе эксплуатации на­блюдались межколонные проявления, после отклю­чения интервала перфорации башмак НКТ устанав­ливают на 200-300 м выше нижней границы предпо­лагаемого интервала негерметичности.

В случае если величина межколонного дав­ления больше 4 МПа, в качестве тампонирующих ма­териалов допускается использование отверждающихся составов.

В фонтанирующих скважинах допускается применение извлекаемого полимерного состава.

Изоляцию сквозных дефектов обсадных ко­лонносуществляют, если:

· замена дефектной части колонны или перекрытие ее трубами меньшего диаметра технически невозможны;

· зона нарушения обсадной колонны расположе­на более чем на 500 м выше интервала перфорации. В этом случае устанавливают дополнительный цемент­ный мост высотой не менее 5 м в интервале на 20—30 м ниже дефекта.

При наличии в колонне нескольких дефек­тов тампонирование каждого дефекта производят пос­ледовательно сверху вниз, предварительно установив под очередным нарушением на расстоянии от 20 до 30 м разделительный мост высотой не менее 5 м.

· При приемистости дефекта колонны более 3 м3/(ч • МПа) предварительно проводят работы по снижению интенсивности поглощения.

· При приемистости 0,5 м3/(ч • МПа) в каче­стве тампонажного материала используют полимер­ные материалы.

При тампонировании под давлением лиш­ний объем тампонажного раствора из зоны дефекта не удаляют.

На период отверждения тампонажного материала скважину оставляют под избыточным давлением от 40 до 60% от достигнутого при продавливании тампонажного раствора.

Определяют местоположение установлен­ного моста и разбуривают его, оставляя толщиной не менее 3 м над дефектом.

Перекрытие дефекта обсадной колонны тру­бами меньшего диаметрапроизводят в случаях, если:

· замена дефектной части обсадной колонны тех­нически невозможна;

· метод тампонирования не обеспечивает необхо­димой герметичности обсадной колонны;

· обсадная колонна имеет несколько дефектов, устранение которых технически невозможно или эко­номически нецелесообразно;

· по условиям эксплуатации скважины допуска­ется уменьшение проходного сечения колонны.

Оценка качества работы:

· При испытании отре­монтированного интервала газом межколонные про­явления должны отсутствовать;

· качество РИР без отключения перфорирован­ной зоны оценивают по результатам изменения меж­колонного давления при освоении и эксплуатации скважины;

· при определении показателя долговечности (сред­него срока службы изолирующего тампона) устанав­ливают ежемесячный контроль за эксплуатацией сква­жин.

Установка стальных пластырей

Пластырь из тонкостенной трубы ст10 с толщиной стенки 3 мм позволяет обеспечить герме­тичность эксплуатационной обсадной колонны при из­быточном внутреннем давлении до 20 МПа и депрес­сии до 7-8 МПа. Стандартная длина пластыря 9 м. Может быть применен пластырь длиной до 15м, сва­ренный на производственной базе, а также секцион­ный сварной пластырь большей длины, свариваемый над устьем скважины.

Предусматри­вается следующая последовательность операций:

· После глушения скважины поднимают НКТ и другое скважинное оборудование.

· Устанавливают в обсадной колонне на 50-100 м выше интервала перфорации цементный мост.

· При необходимости доставляют на сква­жину комплект НКТ или бурильных труб грузоподъ­емностью на 250 кН выше усилия, создаваемого ве­сом колонны труб, спущенных до ремонтируемого интервала.

· Производят гидроиспытания труб на из­быточное давление не менее 15 МПа с одновремен­ным шаблонированием их шаром диаметром не менее 36 мм.

· Определяют глубину, размеры и характер нарушения обсадной колонны:

· геофизическими методами — интервал наруше­ния;

· поинтервальным гидроиспытанием с приме­нением пакера — размеры нарушения с точностью ±1 м;

· боковой гидравлической печатью ПГ-2 (ТУ 39-1106-86) уточняют размеры и определяют характер нарушения.

· Очищают внутреннюю поверхность обсад­ной колонны в интервале ремонта от загрязнений гид­равлическим скребком типа СГМ

· Производят шаблонирование обсадной ко­лонны:

· в колонне диаметром 146 мм используют шаб­лон диаметром 121 мм и длиной 400 мм;

· в колонне диаметром 168 мм используют шаб­лон диаметром 140 мм и длиной 400 мм;

· для шаблонирования участка колонны, распо­ложенного ниже ранее установленного пластыря, муф­ты МСУ или другого сужения ствола скважины, мо­жет быть использован гидромеханический шаблон ШГ-1 соответствующего диаметра.

· Замеряют внутренний периметр обсадных труб в интервале установки пластыря с помощью из­мерителей периметра ИП-1, опускаемых на НКТ или бурильных трубах.

Сборку и подготовку устройства для зап­рессовки пластыря (дорна) и продольно-гофрированных труб производят на базе производственного об­служивания.

Дорны и многолучевой продольно-гофрированный пластырь типа ПМ для ремонта эксплуа­тационных обсадных колонн должны соответствовать требованиям ТУ 39-01-08-466-79.

Транспортирование дорна производят в собранном виде. Запрещается сбрасывать дорны и пла­стыри при их разгрузке с автомашины.

Дорн должен быть оборудован клапанами для долива и слива жидкости.

При работе на загрязненных жидкостях целесообразно над дорном устанавливать пескосборник.

Длина пластыря выбирается исходя из размеров поврежденного участка обсадной колонны. Длина пластыря должна быть не менее чем на 3 м боль­ше длины повреждения. В большинстве случаев исполь­зуются пластыри стандартной длины (9 м), при необ­ходимости — удлиненные сварные.

Наружный периметр продольно-гофрированных заготовок пластыря выбирают, исходя из ре­зультатов замеров внутреннего периметра обсадной ко­лонны и толщины стенки ее в интервале ремонта.

На производственной базе и перед спус­ком в скважину на наружную поверхность продольно-гофрированных заготовок пластыря наносится слой герметика.

Технология установки стального пласты­ря в обсадной колонне в общем, виде следующая:

·на устье скважины собирают дорн с продольно-гофрированной трубой;

·дорн с заготовкой пластыря спускают на НКТ или бурильных трубах и устанавливают в интервале нарушения обсадной колонны;

·соединяют нагнетательную линию со спущен­ной колонной труб, с помощью насоса цементировочного агрегата создают давление и производят зап­рессовку пластыря;

·приглаживают пластырь дорнирующей головкой при избыточном давлении 12 МПа не менее 4-5 раз;

·не извлекая дорн из скважины, спрессовывают колонну; при необходимости приглаживание повто­ряют;

·поднимают колонну труб с дорном, осваивают и вводят скважину в эксплуатацию по утвержденному плану.

Оценку качества работ производят в со­ответствии с требованиями действующей инструкции.

Источник