Спосіб визначення місця негерметичності експлуатаційної колони газових та газоконденсатних сверловини

Реферат: Спосіб визначення місця негерметичності експлуатаційної колони газових та газоконденсатних свердловин включає вимірювання на усті зміни технологічних показників при спуску пакера. Свердловину зупиняють, стравлюють тиск у міжколонному просторі, вирівнюють тиски у трубному і затрубному просторах, після чого закачують в затрубний простір рідкий пакер, який під час помірного опускання тимчасово перекриває місце негерметичності експлуатаційної колони, глибину знаходження якого визначають з урахуванням зміни величини витрати газу з міжколонного простору в часі у міру опускання рідкого пакера. UA 72062 U (12) UA 72062 U UA 72062 U 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 Корисна модель належить до нафтогазовидобувної промисловості і може бути використана для визначення наявності та місця негерметичності експлуатаційної колони газових та газоконденсатної свердловини. Відомий спосіб визначення негерметичності експлуатаційної колони [патент Російської 7 Федерації № 2197614, МПК Е21В47/00, Е21В47/10, публ. 27.01.2003] полягає в тому, що під час закінчення будівництва експлуатаційної свердловини здійснюють опресування колони тиском, що прийнятий для даної конструкції свердловини. Якщо темпи падіння тиску перевищують задану величину, колона вважається негерметичною. Для визначення інтервалів негерметичностей здійснюють репресивний вплив, створюючи тиск, який перевищує тиск стабілізації, після чого здійснюють поточний контроль температури. Негерметичності колони визначають за позитивними температурними аномаліями щодо фонового температурного поля. Недоліками даного способу є потреба в додаткових матеріальних витратах на проведення робіт з капітального ремонту і залученні складного вимірювального обладнання та застосування способу тільки на момент закінчення будівництва експлуатаційної свердловини. Найбільш близьким за технологічною суттю та результатом, що досягається, до запропонованого є спосіб визначення негерметичності експлуатаційної колони [патент 7 Російської Федерації №2165001, МПК Е21В 17/00, G01M3/28], який полягає в тому, що компоновку, що складається з пакера, дистанційного і автономного манометрів, гідравлічного якоря, опускають в свердловину на геофізичному кабелі і досліджують свердловину поінтервально від низу до верху і зверху вниз, при цьому автономний манометр пов'язаний з якорем і контролює герметичність пакера, який має канал для передачі тиску рідини на якір. Недоліками вказаного способу є необхідність вилучення колони насосно-компресорних труб (НКТ) із свердловини на час проведення робіт із визначення місця негерметичності експлуатаційної колони, що в свою чергу вимагає проведення робіт з глушіння свердловини, залучення верстата капітального ремонту, встановлення цементних мостів з наступним їх розбурюванням, опресуванням і освоєнням свердловини. Це призводить до порушення режиму експлуатації свердловин і зниження рівня видобутку газу та вимагає додаткових матеріальних витрат на проведення робіт з капітального ремонту. Задачею корисної моделі є спрощення технологічного процесу з визначення місця негерметичності експлуатаційної колони, виконуючи роботи без глушіння свердловини, що дозволяє уникнути зниження рівня видобутку газу за рахунок безперебійної роботи свердловини. Поставлена задача вирішується тим, що у відомому способі визначення місця негерметичності експлуатаційної колони газових та газоконденсатних свердловин, що включає вимірювання на усті зміни технологічних показників при спуску рідкого пакера. Згідно з запропонованим технічним рішенням, свердловину зупиняють, стравлюють тиск у міжколонному просторі, вирівнюють тиски у трубному і затрубному просторах, після чого закачують в затрубний простір рідкий пакер, який під час помірного опускання тимчасово перекриває місце негерметичності експлуатаційної колони, глибину знаходження якого визначають за зміною величини витрати газу з міжколонного простору в часі у міру опускання рідкого пакера, який містить наступні компоненти, мас. %: поліакриламід ("Полікар") 10-15 + 3+ полівалентний метал (Сr , Zn , 0,1-0,5 3+ F , алюмоамонієвий галун) вода решта. Суть способу полягає у приготуванні та закачуванні в затрубний простір свердловини робочого розчину ("рідкого пакера"). Для забезпечення цілісності пакеру та помірного опускання його в затрубному просторі, на період проведення робіт свердловину зупиняють, вирівнюють значення тисків газу у трубному і затрубному просторах шляхом їх сполучення за допомогою обв'язки устя свердловини. При опусканні "рідкого пакера" в затрубному просторі свердловини фіксують вільну витрату газу з міжколонного простору витратоміром (газовим лічильником) на усті свердловини. Опускаючись, "рідкий пакер" перекриває інтервал перетоку газу з затрубного простору в міжколонний, що фіксується витратоміром. За часом, через який на приладі фіксується зміна величини витрати газу з міжколонного простору, розраховується глибина порушення герметичності експлуатаційної колони. За результатами досліджень визначено оптимальний масовий вміст компонентів рідкого пакера. Масовий вміст поліакриламіду (ПАА) менше 10 % не дає змогу створити стійку структуру рідкого пакера, а вміст ПАА більше ніж 15 % призводить до надмірного загущення. 1 UA 72062 U Використання полівалентного металу більше ніж 0,5 % призводить до передчасного загущення розчину. 3 Таким чином, оптимальна витрата матеріалів для приготування 1 м розчину наступна: Найменування Вміст, % поліакриламід (ПАА) 10-15 + 3+ полівалентний метал (Сr , Zn , 0,1-0,5 3+ F , алюмоамонієвий галун) вода решта. 5 10 15 20 25 30 35 40 45 Запропонований спосіб може використовуватись для визначення наявності та місця негерметичності експлуатаційної колони свердловини, що призводить до виникнення перетоків газу через нещільності різьбових з'єднань та стиків секцій колони, які в свою чергу обумовлюють присутність міжколонного тиску газу. Технічним результатом, що досягається при використанні способу, є простота його використання та економія часу на найбільш точне визначення місця негерметичності експлуатаційної колони свердловини, можливість у мінімальні строки усунути її без глушіння свердловини та додаткових витрат з оптимальною кількістю ізолюючого матеріалу. Приклад промислового використання. Свердловина 89 Юліївського НГКР. Експлуатаційна колона діаметром 140×168 мм спущена на глибину 3750 м, з'єднання секцій експлуатаційної колони на глибині 1993 м. Тиск газу в міжколонному просторі колон діаметрів 140/168×245 мм - 0,7 МПа; 3 Витрата газу з міжколонного простору колон діаметрів 140/168×245 мм -15,8 м /доб. Для визначення місця негерметичності спочатку стравили тиск газу в міжколонному просторі колон і залишили засувку міжколонного простору відкритою. Під'єднали до міжколонного простору газовий лічильник. Приготували "рідкий пакер", для цього в ємності цементувального агрегату ЦА-320 залили 1000 л води, підігрітої до t 60-70 °C, розчинили в ній 10 кг поліакриламіду "Полікар" та 1,5 л полівалентного металу, перемішали за допомогою цементувального агрегату на протязі 15 хв. Зупинили свердловину для вирівнювання тисків в трубному і затрубному просторах. Опресували нагнітальну лінію приготовленим розчином з ємності агрегату ЦА-320 під тиском 30 МПа. При рівних тисках в трубному і затрубному просторах відкрили засувку затрубного простору, закачали "рідкий пакер" в затрубний простір свердловини і продавили його з нагнітальної лінії до фонтанної арматури технічною водою. Закрили засувку затрубного простору, стравили тиск з нагнітальної лінії та демонтували нагнітальну лінію. Через 10 хв. після закачування порції розчину привідкрили засувки, що з'єднують трубний і затрубний простори на обв'язці устя свердловини для рівномірного опускання "рідкого пакера" в затрубному просторі. Протягом всього часу опускання "рідкого пакера" постійно здійснювався контроль витрати газу з міжколонного простору за допомогою газового лічильника. Через 75 хв. після закачування 3 рідкого пакера зафіксували зміну величини витрати газу з міжколонного простору з 15,8 м /доб. 3 до 0,5 м /доб. Враховуючи час та швидкість опускання рідкого пакера в затрубному просторі, визначили глибину наявності негерметичності експлуатаційної колони діаметром 140/168 мм, яка у цьому випадку відповідає глибині з'єднання секцій колони - 1993 м. Видалили розчин шляхом продування затрубного простору свердловини на технологічний амбар. Даний спосіб також випробувано у свердловині 31 Кобзівського ГКР ГПУ "Шебелинкагазвидобування". При дослідженні експлуатаційної колони за допомогою "рідкого пакера" не зафіксовано зміни величини витрати газу з міжколонного простору, що підтверджує герметичність експлуатаційної колони. 50 ФОРМУЛА КОРИСНОЇ МОДЕЛІ 55 Спосіб визначення місця негерметичності експлуатаційної колони газових та газоконденсатних свердловин, що включає вимірювання на усті зміни технологічних показників при спуску пакера, який відрізняється тим, що свердловину зупиняють, стравлюють тиск у міжколонному просторі, 2 UA 72062 U 5 вирівнюють тиски у трубному і затрубному просторах, після чого закачують в затрубний простір рідкий пакер, який під час помірного опускання тимчасово перекриває місце негерметичності експлуатаційної колони, глибину знаходження якого визначають з урахуванням зміни величини витрати газу з міжколонного простору в часі у міру опускання рідкого пакера, який містить наступні компоненти, мас. %: поліакриламід (полікар) 10-15 полівалентний метал + 3+ 3+ (Сr , Zn , F , алюмоамонієвий 0,1-0,5 галун) вода решта. Комп’ютерна верстка А. Крижанівський Державна служба інтелектуальної власності України, вул. Урицького, 45, м. Київ, МСП, 03680, Україна ДП “Український інститут промислової власності”, вул. Глазунова, 1, м. Київ – 42, 01601 3