4.2.3 Визначення затрубних перетікань флюїдів і негерметичності обсадної колони

Інтервал можливих перетікань рідини чи газу між пластами по зако-лонному простору в разі герметичної обсадної колони труб найчастіше встановлюють за результатами досліджень методами високочутливої термометрії, витратометрії, запомповування радіоактивних ізотопів (мі­ченої речовини), нейтронного каротажу (для виділення зон вторинного га-зонакопичення), кисневого каротажу тощо. У процесі роботи свердловини негерметичність обсадної колони визначають або запомповуванням у свердловину води (повітря) в інтервалі, який не перекритий НКТ, або шляхом вимірювань витратоміром, термометром і локатором муфт.

Початкові відомості про пошкодження обсадної колони отримують під час випробовування її на герметичність [100]. Тоді за величиною витрати запомповуваної в колону рідини можна зробити висновок про характер порушення. Місце пошкодження колони визначають шляхом спеціальних досліджень.

Для визначення інтервалу негерметичності експлуатаційної колони на промислах застосовується метод поінтервального опресовування з використанням або пакера, або високов'язкої рідини, або газоподібного агента (див. нижче).

Пакер застосовують у тих випадках, коли інтервал негерметичності поглинає запомповувану рідину при дослідженні на приймальність. У залежності від конкретних умов свердловини (глибини, висоти підняття цементу, передбачуваного інтервалу негерметичності і т. д.) шляхом опускання НКТ пакер почергово встановлюють на різних глибинах через певні інтервали глибини (до 500 м), а відтак опресовують колону (при цьому існуючий інтервал перфорації тимчасово перекривають цементним мостом). Якщо під час чергового опресовування не спостерігається поглинання рідини, то це вказує на негерметичність колони в інтервалі між двома останніми глибинами встановлення пакера. Точніше місцезна­ходження негерметичності колони встановлюють шляхом збільшення частоти встановлень пакера (наприклад, при піднятті НКТ з пакером).

У разі використання высокое 'язкоїрідини (наприклад КМЦ, ПАА і т. д.) спочатку колону опресовують, запомповуючи в неї звичайну промив­ну рідину і фіксуючи величину зменшення тиску. Потім у НКТ нагнітають високов'язку рідину, а відтак протискувальну (промивну) рідину з роз­рахунку витіснення високов'язкої рідини з НКТ в затрубний простір. Тоді на гирлі засувкою перекривають затрубний простір і продовжують запом-повувати промивну рідину до створення тиску, який допускається для даної експлуатаційної колони. Знову фіксують величину зменшення тиску. Зіставляють величини зменшення тиску після нагнітання промивної і

682

високов'язкої рідин. За відсутності змін у величинах зменшення і иску відкривають затрубний простір, високов'язку рідину протискують вище і опресовують наступний інтервал. Протискування і опресовування здій­снюють до різкого зниження величини зменшення тиску, що характеризує досягнення високов'язкою рідиною інтервалу негерметичності колони. Рекомендується, щоб об'єм високов'язкої рідини був не меншим 1 м³, а кількість протискувальної рідини для переміщення високов'язкої рідини не перевищувала 80 % від її об'єму.

У разі використання газоподібного агента на свердловині необхідно мати або автомобільне газифікаційне устатковання (АГУ) із скрапленим азотом, або паропересувне устатковання (ППУ), або компресор (УКП-80). Газоподібний агент подають у затрубний простір. При цьому вимі­рюють кількість рідини, що витісняється з НКТ, з метою визначення рівня рідини в колоні. Після зниження рівня в колоні на 50-100 м закривають кран на лінії НКТ. Подавання газоподібного агента продовжується до тих пір, поки тиск у затрубному просторі не досягне значини тиску в затруб-ному просторі на гирлі свердловини під час її роботи. Після цього пода­вання газоподібного агента припиняють, а кран на лінії НКТ закривають. Свердловина залишається під тиском для відновлення тиску в міжколон-ному просторі на гирлі. Якщо тиск у міжколонному просторі не збільшу­ється, то подавання газоподібного агента в затрубний простір продовжу­ють з розрахунку зниження рівня в ньому ще на 50-100 м, і повторюють вищеописаний цикл. Опресовування колони продовжується до тих пір, поки не буде виявлено підвищення тиску в міжколонному просторі, що вка­зує на негерметичність колони в останньому інтервалі зниження рівня рі­дини в затрубному просторі (50-100 м).

Найбільш надійним способом виявлення дефекту в експлуатаційній колоні є ізоляція існуючого фільтра і випробування колони на герме­тичність опресуванням або зниженням рівня рідини у свердловині [392]. При цьому розміщення дефекту експлуатаційної колони визначають дебітоміром, який повільно (ступінчасто) опускають у свердловину. Поки прилад знаходиться вище дефекту, він реєструє потік рідини, який спрямований вверх по стовбуру свердловини, а якщо знаходиться нижче дефекту, то він не реєструє руху рідини. Якщо колона має декілька де­фектів, то біля кожного з них покази дебітоміра будуть стрибкоподібно змінюватися. Зареєструвавши глибину розміщення дебітоміра і його покази, можна визначити характер і розміщення дефектів у колоні.

Місце розміщення дефекту може бути також встановлено з допомо­гою резистивиметра, який реєструє електричний опір потоку рідини, котра надходить у свердловину, електротермометра, запомповуван­ням радіоактивних ізотопів та інших способів.

683

Визначення місць негерметичності обсадних колон, підземного обладнання та інтервалів заколонних перетікань ділиться на 2 етапи -пошуку місць негерметичності або заколонних перетікань і їх детального дослідження.

Перший етап полягає у створенні у свердловині змінних режимів шляхом викликання припливу або нагнітання рідини і реєстрації фізичних полів, що виникають при цьому, свердловинною апаратурою (табл. 4.9). Найважливіші параметри реєструються із застосуванням методів термо­метрії, дебітометрії, методів визначення складу флюїду у стовбурі сверд­ловини.

Таблиця 4.9-Характеристика приладів для визначення місць негерметичності обсадної колони

Прилад	Довжи­на, м	Діаметр, мм	Максимальна температура, °С	Максимальний тиск, МПа	Швидкість каротажу, м/год.	Маса, кг
ПЛТ-9	2,0	38	125	600	350-1000	10
ПТС-6	3,6	100	120	100	1000	120

Другий етап полягає в детальному визначенні місця негерметичності, його типу (негерметичність муфтових з'єднин обсадної колони або ліфтових труб, тріщини, корозія стінки, порив, зім'яття та ін.) та геомет­ричних параметрів (ширина, протяжність, розкритість та ін.). Найважли­віші параметри, що реєструються при цьому: внутрішній радіус обсадної колони по секторах, товщина стінки труб.

Технічні особливості застосування: а) пошук порушення виконується за різних способів збудження роботи свердловини компресуванням, свабуванням, робота фонтаном по затрубному простору, нагнітання; б) мінімальний діаметр прохідного отвору в компонуванні підземного облад­нання 45 мм; в) максимальний зенітний кут нахилу стовбура свердловини, при якому прилад рухається без спеціального обладнання доставки 60°; г) швидкість реєстрації для загальних досліджень 1500-2000 м/год.; ґ) швидкість реєстрації для детальних досліджень 150-250 м/год.; д) у залежності від задачі, що вирішується, можливе компонування базового модуля приладу з модулем механічної витратометрії, густинометрії по трубах або по затрубному простору; є) при детальних дослідженнях з уточнення характеру порушення обсадної колони трубним профілеміром і гамма-дефектоміром дослідження виконуються за повністю піднятої із . свердловини колони НКТ. Мінімальний діаметр обсадної колони 146 мм.

При дослідженні вирішуються такі задачі: а) прив'язування результатів вимірювань до розрізу; б) контроль інтервалів розкриття пласта і технічних елементів конструкції свердловини; в) виділення інтервалів припливу або

684

поглинання флюїду; г) виявлення місць порушення цілісності обсадних колон і підземного обладнання; ґ) визначення загального та інтервального дебіту припливаючого або нагнітального у свердловину флюїду; д) фіксація складу флюїду у стовбурі свердловини, що надходить із інтервалів припли­ву; є) виділення інтервалів заколонних або внутрішньопластових перетікань; є) уточнення типу і геометричних характеристик місця порушення.

Комплексна термошумоакустична восьмиканальна апаратура АК-36-АКТАШ призначена для оцінки технічного стану нафтових і газових свердловин шляхом експрес-виділення нафтогазовмісних пропластків, за­колонних перетікань, водопроривів за колоною і визначення якості цемен­тування.

її переваги: а) у ході роботи з комп'ютеризованою станцією дає змогу оперативно виводити профіль п'єзопровідності заколонних каналів; б) забезпечує вимірювання часу і амплітуд поздовжніх хвиль, періоду акустичних шумів і температури по двох каналах.

Технічна характеристика комплексної апаратури АК-36-АКТАШ

Діапазон вимірювань:

відношень амплітуд поздовжньої хвилі

за колоною на частотах 25 і 45 Гц, дБ 0-18

часу перших надходжень, мкс 300-600

періоду шумів, мкс 0-2000

температури, °С 0-120

Чутливість за досліджуваними параметрами:

за фільтрацією за колоною, м³/доб від 0,2

за радіальною швидкістю деформації, м/с від 10^-9

за вертикальною розділюваністю від 0,2

Робоча температура, °С 120

Робочий тиск, МПа 100

Габарити свердловинного приладу, мм:

діаметр 36

довжина 2300

Маса свердловинного приладу, кг 10

Прилад працює з одножильним кабелем будь-якого типу у свердло­винах діаметром 60-300 мм, центратори забезпечують роботопридат-ність приладу при нахилі стовбура свердловини до 60°.

У випадку значних пошкоджень обсадної колони, тобто інтенсивних припливів „чужої"" води, місце порушення колони можна встановити також шляхом зіставлення величин питомих електричних опорів, температури і густини, виміряних у різних точках стовбура чи за різних тисків, оскільки ці характеристики залежать від мінералізації „чужої" води.

На основі 8-канального термошумоакустичного зонду АКТАШ-36 розроблено технологію ремонту і освоєння стовідсотково обводнених

685

свердловин, суть якої полягає в експрес-картуванні плотової системи під­тримування пластового тиску (ППТ) і побудові об'ємної фільтраційно-деформаційної моделі ділянки родовища (розробка інституту ВНИИГИС, Башкортостан).

Технологія апробована на виробництві і включає методики:

• експрес-пошуку з поверхні свердловин з аномальною втратою запомповування через різні канали негерметичності;

• гідроізоляції об'єктів в ущільнювальних свердловинах у ранній період їх будівництва;

• пошуку нафтонасичених пропластків у свердловинах зі стовідсот­ково обводненою продукцією;

• експрес-гідроізоляції шляхом перерозкриття при капремонті сверд­ловин;

• пошуку на основі кернометрії ділянок родовища, де можливе отри­мання найбільших дебітів і відборів нафти в разі розкриття об'єкта з підо­шовною водою.

Технологія виконується виключно засобами промислової геофізики (ба­зовим засобом контролю є зонд АКТАШ-36) і дає змогу отримати додат­ковий дебіт нафти не менше 6 т/доб. (у сприятливих умовах - до 20 т/доб.), а при КРС - прискорення робіт у три рази і значне скорочення витрат.

Апаратурно-методичний комплекс для оперативного контролю тех­нічного стану обсадних свердловин і заколонного простору „Переток-1", який розроблено інститутом ВНИИГИС (рис. 4.7), забезпечує ефективну оцінку якості цементування обсаджених свердловин, виділення місць не­герметичності обсадних колон та інтервалів заколонних перетікань. У зв'язку з великою важливістю природоохоронних заходів при розробці наф­тових і газових родовищ апаратурно-методичний комплекс „Переток-1" знайшов широке випробовування і застосування на площах ВО „Башнефть" і ВО „Татнефть" та показав високу ефективність у порівнянні з наявними стандартними засобами геофізичного дослідження свердловин (ГДС).

До складу апаратурно-методичного комплексу ГДС входять основні (базові) засоби типу апаратури АКЦ-НВ-48 і АШИМ-36, а також додат­кові засоби ГДС типу свердловинного термометра СТЛ-36, гамма-густи-номіра СГДТ-2 і витратоміра РГД-1.

Розроблено методику застосування вказаного комплексу стосовно до площ НГВУ „Туймазанефть" для вирішення задач контролю технічного стану обсаджених колон і виділення інтервалів заколонних перетікань. Методика застосування апаратурного комплексу „Переток-1" передба­чає його роботу у статичному і динамічному режимах вимірювань (у разі зміни гідростатичного тиску в колоні), що значно підвищує інформа­тивність і ефективність досліджень.

686

687

Апаратурно-методичний комплекс дає змогу вирішувати наступні завдання: а) виділяти місця негерметичності обсадних колон і оцінювати їх приймальність в інтервалах, перекритих і неперекритих НКТ; б) виді­ляти положення інтервалів перфорації і оцінювати характер їх прий-мальності по висоті; в) оцінювати характер контакту цементного каменю з колоною і породою та ступінь розкриття контактних дефектів; г) оціню­вати стан цементного каменю в затрубному просторі, характер і місце­знаходження дефектів цементування об'ємного типу; ґ) виявляти наяв­ність каналів у цементному камені і оцінювати їх сполученість з інтерва­лом перфорації та ступінь їх приймальності; д) виділяти інтервали актив­ного руху рідини в заколонному просторі у вертикальному (між пластами) і горизонтальному (всередині пласта) напрямках.

На основі аналізу і узагальнення матеріалів, отриманих апаратурно-методичним комплексом „Переток-1", можуть бути вирішені наступні геолого-технічні завдання, які дають змогу оцінити геоекологічний стан в районі виконання робіт і розробити заходи щодо його стабілізації та подальшого покращення:

• оцінка можливості встановлення кількісних зв'язків між даними ГДС та витратою пластової води, нафти і газу за дефектами цементного кільця;

• розробка методики прогнозування ізоляції обсаджених свердловин на ранній та пізній стадіях розробки нафтових родовищ відносно конкрет­них нафтовидобувних районів;

• коректування технології кріплення обсаджених свердловин та ре­монтно-ізоляційних робіт з метою попередження міжпластових і заколон-них перетікань;

• побудова карт розповсюдження зон фактичного і прогнозного обвод­нення продукції та засолонення приповерхневих прісних вод;

-розробкарекомендацій з ліквідації свердловин старого фонду, про­гнозування зносу обсадних колон з метою попередження забруднення (засолонення) прісноводних горизонтів;

• створення мережі спостережних і контрольних свердловин для здій­снення моніторингу гідрогеологічної обстановки з метою оперативного контролю і попередження порушення стану геологічного середовища;

• розробка та впровадження організаційно-технічних заходів щодо зменшення техногенного навантаження на довкілля, створення екологічно безпечних технологій розробки нафтових родовищ, зменшення збитку, що завдається навколишньому середовищу від транспортування нафти і газу по трубопроводах.

688