Что такое межколонное давление на скважине
Обновлено: 08.07.2024
Диагностика скважины. Предупреждение и ликвидация Межколонных перетоков
Геологические условия, технологические ошибки, появление трещин во время эксплуатации скважины в цементном камне кольцевого пространства приводят к появлению межколонных давлений (МКД) в скважинах.
Современные технологии и материалы позволяют в достаточной мере успешно ликвидировать МКД, но далеко не во всех скважинах. Большой процент скважин подлежит ликвидации в связи с невозможностью ликвидировать МКД с устья скважины. Перфорация обсадной колонны и установка цементного моста под давлением с последующим разбуриванием моста, так же не всегда эффективна – и опять ликвидация скважины.
Вложенные файлы: 1 файл
Статья - ликвидация МКП Новиков_Недра-С.doc
Диагностика скважины. Предупреждение и ликвидация Межколонных перетоков
С.С. Новиков (ООО «ПКФ «Недра-С»)
Геологические условия, технологические ошибки, появление трещин во время эксплуатации скважины в цементном камне кольцевого пространства приводят к появлению межколонных давлений (МКД) в скважинах.
Современные технологии и материалы позволяют в достаточной мере успешно ликвидировать МКД, но далеко не во всех скважинах. Большой процент скважин подлежит ликвидации в связи с невозможностью ликвидировать МКД с устья скважины. Перфорация обсадной колонны и установка цементного моста под давлением с последующим разбуриванием моста, так же не всегда эффективна – и опять ликвидация скважины.
Считается удачным выход тампонажного раствора на устье во время крепления скважины. Но и в этом случае цементная крепь начинает разрушаться во время эксплуатации скважины – под действием колебаний температуры и давления цементный камень растрескивается. Дополнительными факторами, ведущими к появлению МКД, являются также плохое сцепление на границах колонна – цемент и цемент – стенка скважины.
В настоящее время очень большое внимание уделяется диагностике скважины и скважинного оборудования. Не секрет, что нефтегазодобывающее производство на всех его этапах связано с опасностью для экологии окружающей среды. Неверно поставленный диагноз приводит в дальнейшем к увеличению сроков лечения, удорожанию работ или к утрате скважины.
Проводя ГИРС с применением трехкомпонентного геоакустического каротажа (ТК ГАК) с целью определения источника межколонных давлений и межпластовых перетоков, а также анализируя истории скважин, мы пришли к выводу, что даже в скважинах с хорошими показателями акустического (АКЦ) и температурного (ОЦК) каротажа в скважине неизбежно появляется МКД. Температурное расширение труб, опрессовка колонн, спуско-подъемные операции и роторное бурение воздействуют на колонну, пусть незначительно, но этого достаточно для начала процесса трещинообразования в цементном кольце. Появление микродефектов в цементном камне против «башмаков» колонн происходит уже на этапе строительства скважины.
Предлагается метод предупреждения появления МКД. Данный метод, включает в себя следующее:
- крепление скважины путем прямой циркуляции с доходом тампонажного раствора выше башмака колонны из расчета Рпл.< Рст. столб ж-ти кольц. простр. (ρр-ра= до 2,5 г/см 3 ) (рис. 1);
- уплотнение тампонажного раствора с применением устьевого генератора силовых волн (УГСВ-3), который монтируется на цементировочной головке и запускается в работу на
15-20 минут после достижения продавочной пробкой положения «стоп» (рис. 2). Упругие волны, созданные генератором, по волноводу (волноводом в данном случае является обсадная колонна и находящийся в ней продавочный раствор) распространяются на колонну, передаются тампонажному раствору (по типу вибратора, применяемого в строительстве для уплотнения бетона), при этом происходит усадка и уплотнение тампонажного раствора. Данная операция приводит к более качественному заполнению кольцевого пространства и сцеплению на границах колонна – тампонажный раствор и тампонажный раствор – стенка скважины; - сразу после окончания периода ожидания затвердевания цемента (ОЗЦ) и оборудования устья скважины производится заполнение кольцевого пространства, свободного от тампонажного раствора вязкопластичным агентом на основе углеводородов (ВСН) методом замещения
(ρбуф.р-ра < ρр-ра ВСН). Этот процесс проводится до достижения полного замещения буферного раствора на ВСН (рис. 3).
Появление растрескивания в тампонажной крепи, а также возможные пропуски в резьбовых соединениях колонны в данном случае будут заполняться баритом и хризотиловым волокном (рис. 4).
Контроль за доходом ВСН производится ТК ГАК (рис. 5), его запись является и фоновой с целью дальнейшего контроля за состоянием геосреды в скважине и заколонных пространствах.
В скважине с наличием МКД проводится комплекс ГИРС с применением ТК ГАК и магнитоимпульсного дефектоскопа (МИД-НМ), позволяющий определить техническое состояние колонн и определить источник МКД. По результатам ГИРС принимается решение о методе ликвидации МКД. На сегодняшний день существует три эффективных метода ликвидации МКД:
- метод замещения с применением ВСН не имеющего в своем составе коррозионно-активных компонентов, при условии достаточно свободного от цементного камня интервала в кольцевом пространстве;
- метод закачки «в лоб» в межколонное пространство, при условии хорошей приемистости, с давлениями, не превышающими предельно допустимые для каждой колонны, отверждающего вязкопластичного агента, не имеющего в своем составе коррозионно-активных компонентов;
- метод закачки «в лоб» в межколонное пространство, при условии сверхнизкой приемистости (МКП < 0,1 м 3 /(час*МПа), т.е. менее 2,4 м 3 в сутки при 10 МПа или менее 0,24 м 3 в сутки при 100 атм) с давлениями, не превышающими предельно допустимые для каждой колонны не отверждающего вязкопластичного агента, не имеющего в своем составе коррозионно-активных компонентов. При этом методе производится постоянная поддержка противодавления в межколонном пространстве (МКП) оборудованием, которое будет связано с колонной головкой и управляться дистанционно. Предлагаемая технология искусственно создает репрессию, поддерживает постоянное давление в МКП, которое компенсирует недостаток гидростатики среды в межколонном пространстве. Одновременно происходит доставка герметизирующего вязкопластичного агента к дефектам межколонной и заколонной крепи и к пропускающим резьбам, постоянно закупоривая и изолируя вновь и вновь образующиеся микрозазоры в резьбовых соединениях колонн, поверхности которых находятся в постоянных микроподвижках, возникающих из-за термобарического и вибрационного воздействия.
ООО «ПКФ «Недра-С» обладает квалифицированными специалистами, имеющими значительный опыт работы с новейшим высокотехнологичным оборудованием и методиками, оказывает сервисные услуги нефтегазодобывающим предприятиям в трех направлениях:
- ГИРС (трехкомпонентный геоакустический каротаж, термометрия, барометрия, магнитоимпульсная дефектоскопия);
- технология упругих волн (интенсификация притока, уплотнение цементного раствора в кольцевом пространстве ОК, уплотнение цементного раствора при установке моста, освобождение бурового инструмента от «прилипания»);
- ликвидация межколонных давлений путем закачки в МКП вязкопластичного отверждающего и неотверждающего агента.
В таблицах 1 и 2 приводятся предлагаемые нами технологии решения вышеуказанных задач.
Возможности работы в скважине
Определение вертикального потока флюида за пределами или внутри обсадных труб с разделением по типам флюидов
Обсаженный ствол, НКТ.
Положение потока флюида в полостях цементного кольца с разделением по типам флюидов
Обсаженный ствол, НКТ
Местоположение газовых или газожидкостных поступлений в обсадных трубах, т.е. определение мест негерметичности скважинного оборудования. Дефектоскопия ОК
Обсаженный ствол, НКТ -
элементы подземного оборудования.
Местоположение раздела «газ- жидкость»
Обсаженный ствол, НКТ
Открытый, перфорированный ствол.
Определение типа потока флюида, ГВК, ГНК, ВНК
Обсаженный ствол, НКТ,
Положение интервала газовой разработки и нефтяной разработки
Обсаженный ствол, НКТ
Открытый, перфорированный ствол.
Положение участков поглощения бурового раствора
Определение интервалов горизонталь-ного движения флюидов за обсадной колонной внутри пластов
Определение профиля притока
Открытый, перфорированный ствол.
Выявление техногенных залежей
* МТ – манометрия-термометрия (автономный прибор)
** АГАТ-КСА-К9 – комплексная 9-канальная скважинная аппаратура гидродинамических исследований (автономный прибор)
Комплекс ГИРС и устьевых работ в скважине
Возможности работы в скважине
Перфорированный и открытый ствол
Уплотнение тампонажного раствора в кольцевом пространстве
Освобождение от прилипания бурильного инструмента
Открытый ствол скважины
Ликвидация МКД отверждающим и неотверждающим . вязкопластичным агентом
Насос высокого давления
Закачка вязкопластичного агента в межколонное пространство.
Исследование до и после закачки вязкопластичного агента
Исследование до закачки вязкопластичного агента
Таким образом, вышеприведенные решения задач определения межпластовых перетоков, определения источников МКД, и их ликвидация, на сегодняшний момент являются одними из наиболее эффективных и практически не имеющих аналогов в нефтегазовой отрасли.
Большая Энциклопедия Нефти и Газа
Межколонное пространство герметизируют специальным узлом шакера, который состоит из верхнего и нижнего ярусов, вставлен-шых в цилиндрическую расточку, предусмотренную в смежных корпусах колонных головок. [2]
Межколонное пространство герметизируют при помощи превенто-ра или фонтанной арматуры. В состав колонной головки входит пьедестал для установки фонтанной арматуры и перфорационной задвижки. [3]
Межколонное пространство герметизируют специальным узлом пакера, который состоит из верхнего и нижнего ярусов, вставленных в цилиндрическую расточку, предусмотренную в смежных корпусах колонных головок. [5]
В межколонное пространство спускается малогабаритный направленный перфоратор и создаются специальные отверстия на границе уфимского и кунгурского ярусов. Определяется приемистость закондукторного пространства закачиванием пресной технической воды при допустимом давлении на кондуктор. При наличии интенсивных поглощений проводятся работы по их ликвидации. Количество цементного раствора определяется исходя из величины давления закачивания и приемистости пластов в за-кондукторном пространстве. МПа количество цементного раствора должно быть не менее расчетного объема закондукторного пространства в интервале от специальных отверстий до устья скважины с учетом резервного коэффициента. Качество цементирования оценивается путем исследований ВТ в эксплуатационной колонне и малогабаритным термометром - в межколонном пространстве. [6]
Герметизация межколонного пространства и фланцевого соединения осуществляется с помощью верхнего и нижнего пакеров из эластомеров или уплотнений различной конструкции. [7]
Герметизация межколонного пространства и фланцевого соединения осуществляется с помощью верхнего и нижнего пакеров из эластомеров или уплотнений различной конструкции. Наибольшее распространение получила конструкция пакера, приведенная на рис. 9.5. Основные размеры таких пакеров приведены в табл. 9.4. Для размещения пакеров в колонных головках предусмотрены проточки, диаметры которых приведены в табл. 9.5 и 9.6. Межпакерное пространство заполняется уплотнительным составом типа ЛЗ-162 по ТУ 38 - 101315 - 77 или Арматол-238 по ТУ 38 - 101812 - 83 через специальное отверстие в нижнем фланце и спрессовывается на расчетное давление, определяемое из условия предупреждения смятия верхней обсадной трубы, но не выше рабочего давления фланцев. [9]
Газ в межколонное пространство зацементированных до устья скважин мигрирует по негерметичному заколонному пространству. [10]
При цементировании межколонного пространства не до устья, до проведения разгрузки колонны на клинья осуществляют ее натяжку. Это необходимо для предотвращения нарушения прочности незацементированной части колонны в процессе нагружения ее давлением при наличии перепада температур. [11]
При опрессовке межколонного пространства давление снижалось с 8 до 7 МПа за 30 мин, что было объяснено пропусками в обвязке устья скважины. [12]
Оборудование, герметизирующее межколонное пространство , выполняется в виде двух пар превенторов, управляемых отдельным блоком управления. [13]
Поскольку пакер перекрывает межколонное пространство , а со сква-женными устройствами - и центральный проход, то его наличие позволяет ремонтировать скважины под давлением. Установка пакера и соответствующее переоборудование колонн проводится и на старом фонде скважин. [15]
Большая Энциклопедия Нефти и Газа
Межколонные давления и межпластовые перетоки, связанные с некачественным креплением скважин в интервалах залегания пластов, содержащих токсичные и агрессивные компоненты, должны быть ликвидированы до начала проведения изоляционно-ликвидационных работ. [5]
Ликвидация межколонного давления двухкомпонентными неорганическими полимерами ( силиконовый гель) будет проведена во втором полугодии 2006 г. на скв. [6]
Наличие межколонного давления объясняется нарушением контакта цемента с обсадными трубами вследствие усадочных деформаций, возникающих при твердении традиционно применяемых тампонажных материалов, а также каналообразованием в цементе в результате миграции жидкости затворения в осевом ( к устью) и радиальном ( к фронту промерзания) направлении. [7]
Наличие межколонных давлений ( МКД) в газовых скважинах большинства месторождений накладывает на газодобывающие предприятия необходимость своевременного проведения мероприятий по их ликвидации. [8]
При наличии межколонных давлений и межпластовых перетоков в скважине должны быть проведены ремонтно-восстановительные работы по отдельным планам до начала проведения изоляционно-ликвидационных работ. [9]
Многие скважины имели межколонное давление от 1 до 34 кгс / см2 и в некоторых из них наблюдались перетоки газа. [10]
Основной причиной появления межколонных давлений на устье и заколонных перетоков газа в газовых скважинах является негерметичное полностью зацементированное заколонное пространство скважины, в котором не обеспечено необходимое противодавление на газоносный пласт, которое может быть только гидростатическим. [11]
Ликвидация скважин с межколонным давлением , заколонными перетоками, грифонами допускается только после их устранения по согласованному с территориальным органом Госгортехнадзора России плану ( пп. [12]
По скважине с межколонным давлением , а также по двум ближайшим скважинам, используемым в качестве эталонных, с периодичностью не реже 1 раза в полгода необходимо замерять восстановленное пластовое давление, приведенное к одной отметке. При этом разница в приведенных пластовых давлениях по скважинам не должна превышать погрешности манометра. [13]
Ликвидация скважин с межколонным давлением , заколонными перетоками и грифонами допускается только после их устранения. [14]
Газовая промышленность № 08 2018
Агадуллин И.И., Игнатьев В.Н., Сухоруков Р.Ю. Экологические аспекты негерметичности заколонного пространства в скважинах различного назначения // Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело». 2011. № 4. С. 82–90.
Агишев А.П. Межпластовые перетоки газа при разработке газовых месторождений. М.: Недра, 1966. 204 с.
Булатов А.И. О природе межтрубных газо-, водо- и нефтепроявлений // Газовая промышленность. 1996. № 12. С. 24–27.
Булатов А.И. Технология цементирования нефтяных и газовых скважин. М.: Недра, 1983. 255 с.
Булатов А.И. Формирование и работа цементного камня в скважине. М.: Недра. 1990. 409 с.
Требин Ф.А. Фильтрация жидкостей и газов в пористых средах. М.: Гостоптехиздат, 1959. 161 с.
Липовецкий А.Я., Данюшевский В.С. К вопросу о долговечности цементного камня в скважинах малого диаметра // В кн.: Опыт бурения скважин уменьшенного и малого диаметра. М.: ГосИНТИ, 1962. С. 88–123.
Троянов А.К., Иголкина Г.В., Астраханцев Ю.Г., Баженова Е.А. Трехкомпонентный геоакустический каротаж для контроля при разработке газовых месторождений // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 2012. № 2. С. 53–58.
Таланкин А.К. Применение трехкомпонентного геоакустического каротажа для решения геологических и технических задач при разработке газоконденсатных месторождений // Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело». 2013. № 2. С. 107–122.
Марфин Е.А. Скважинная шумометрия и виброакустическое воздействие на флюидонасыщенные пласты. Казань: Казанский ун-т, 2012. 44 с.
Что такое межколонное давление на скважине
Всем выгодно устранить межколонное давление
Мы устраним давление в обсадной колонне – уже сегодня
Что такое межколонное давление?
Межколонное давление (МКД) имеют >30% скважин по всему миру и может присутствовать во всех межколонных пространствах, включая затруб.
С 2009 года борьба за целостность скважин обошлась операторам в более чем 75 млрд. $. Это заставило отрасль консолидироваться и переработать международные стандарты регламентирующие целостность скважин.
Ознакомьтесь с нашими изделиями для:
Миграция газа из пласта через цементый камень
МКД - это давление в обсадной колонне и затрубе скважин, которое постоянно восстанавливается после стравливания. Его можно определить как давление в любом затрубном кольцевом пространстве скважины, которое можно измерить на устье скважины, и которое восстанавливать при стравливании, и обусловлено не только колебаниями температуры или действиями оператора.
МКД вызван миграцией газа из пласта под высоким давлением через цементый камень в любом из кольцевых затрубных пространств скважины.
Стоит отметить, что давление не может быть определено как МКД, если оно вызвано нагнетанием газа или воды в скважину, а также полностью вызвано термическим воздействием.
МКД также может быть вызвано:
- повреждение труб или их соединений, оборудования КПО или устьевых уплотнений
- деградация или разрушение скважинных барьеров
- утечки из-за:
- плохого цементирования.
- Колебания температуры во время добычи
- Коррозии/эрозии колонны или НКТ
- Других нарушений целостности скважины
Почему МКД это плохо
МКД в любой скважине означает, что целостность скважины уже нарушена. Нарушенная целостность скважины создаёт ряд серьёзных рисков, от загрязнения подземных вод, угрозы здоровью и жизни, до крупных катастроф.
Предотврати грифон
Опыт по отрасли показал, что МКД чаще всего возникает из-за плохого цементного камня с внешней стороны эксплуатационной колонны.
Когда давление приводит к выходу из строя эксплуатационной колонны, результат может быть катастрофическим. Внешние обсадные колонны также могут выйти из строя, что может привести к грифону. Предотврати грифон!
Устрани выбросы парниковых газов из ликвидированных скважин
Существует значительное количество добывающих и ликвидированных скважин с МКД, которые представляют собой потенциальный источник выброса природного газа из повреждённых обсадных колонн из-за негерметичного цементного камня и миграции газа. Выбросы природного газа или метана оказывают сильное негативное влияние на наш климат.
Они примерно в 50-70 раз превышают выбросы CO2. Известно, что метан является крупнейшим источником выбросов парниковых газов от мировой добычи нефти и газа.
Устрани выбросы парниковых газов из ликвидированных скважин!
Исключи риск прорыва воды
Из-за постоянного увеличения добычи воды из старых резервуаров возникают дополнительные расходы из-за необходимости утилизировать воду. Также снижается эффективность добычи углеводородов из скважины.
Исключи риск прорыва воды!
Оставайтесь на связи c Welltec
Узнайте, как мы расширяем границы использования наших технологий в нефтегазовой и геотермальной сфере.
Согласен с условиями соглашения Прочитать условия соглашения You must accept privacy policy
Наши технологические решения для исключения МКД.
Надёжные и долговечные барьеры кольцевых затрубных пространств имеют решающее значение для обеспечения целостности скважин. Цементирование является традиционным средством создания этих барьеров в промышленности, которое используется уже почти 100 лет.
Тем не менее, нефтегазовая отрасль бурит и заканчивает скважины не так, как это было столетие назад. Каждый этап строительства скважин получил технологическое развитие.
Достижения в бурении, особенно связанные с технологиями горизонтальных скважин, привели к возникновению таких условий, которые часто превосходят возможности цемента обеспечить надёжную герметизацию затрубного кольцевого пространства на протяжении всего срока службы скважины.
Усилия по преодолению проблем, связанными с плохим цементированием многих современных скважин, могут привести к сложным, дорогостоящим и длительным операциям.
Возникновение межколонных давлений в эксплуатационных скважинах месторождений Восточной Сибири
Одним из приоритетных направлений стратегического развития ПАО «НК «Роснефть» является разработка месторождений Восточной Сибири.
Выполнение поставленных задач по разработке месторождений возможно только в случае соответствия технического состояния построенных эксплуатационных скважин существующим нормам и правилам, установленным для таких объектов. К сожалению, современное состояние качества крепления эксплуатационных скважин не может обеспечить стопроцентных гарантий их безаварийной эксплуатации.
Об этом может свидетельствовать как образование межколонных (заколонных) проявлений, так и открытых выходов газа на поверхности (грифонов).
Ранее проведенные корпоративными научно-исследовательскими проектными институтами исследования, направленные на повышение качества крепления эксплуатационных газовых и газоконденсатных скважин, позволяют сделать вывод о том, что к основным причинам, обусловливающим герметичность крепи, относятся следующие дефекты:
– несовершенство цементного кольца в заколонном пространстве;
– негерметичность резьбовых соединений обсадных колонн;
– негерметичность уплотнительных элементов оборудования.
Каналы в цементном камне образуются за счёт проникновения газа под воздействием перепада давлений по микротрещинам и макротрещинам, которые возникают в ходе эксплуатации скважин за счёт различий в коэффициентах линейного и объёмного расширения металла труб и цементного камня. Другая распространенная причина образования каналов – седиментационное оседание твердых частиц цемента в процессе его твердения. Данное явление особенно характерно для наклонных скважин. При этом оседание твердых частиц происходит по нижней образующей ствола скважины, а по верхней при этом возникает поток жидкости затворения, направленный в обратном направлении.
Зазоры между цементным камнем и стенками скважины и обсадной колонны возникают в основном под воздействием двух факторов:
– в результате воздействия на крепь различных нагрузок, вызывающих деформацию отдельных элементов крепи (разбуривание цементного стакана, опрессовка, перфорация и т.д.);
– в результате неполного вытеснения бурового раствора цементным.
Весь комплекс многолетних исследований, проведенных в различных странах [1], свидетельствует, что крепление газовых и газоконденсатных скважин с использованием тампонажных цементов очень часто не обеспечивает должного качества работ. В частности, неоднократно отмечалось проникновение углеводородов по подземным и грунтовым водам за десятки километров от скважин.
Научным анализом установлен факт, что для устранения проблемы возникновения заколонных перетоков и межколонных давлений в эксплуатационных скважинах нет единой технологии, применение которой позволило бы избежать на этапе строительства или полностью ликвидировать в процессе эксплуатации эти явления. В каждом конкретном случае месторождению требуется комплексный подход к разрешению данной проблемы, затрагивающий все этапы и аспекты процессов строительства скважин [2].
В целях разрешения существующей проблемы возникновения межколонных давлений в процессе строительства и освоения скважин ПАО «НК «Роснефть» совместно с корпоративными научно-исследовательскими проектными институтами в рамках договоров на научно-исследовательские и опытно-конструкторские разработки выполнило ряд работ, в результате которых:
1. Установлены наиболее вероятные источники поступления газа в заколонное пространство и на дневную поверхность. Выявлено, что наиболее вероятным источником появления грифонов является газ залежи пластов, который перекрывается технической колонной.
2. Сделан вывод о том, что применение традиционных технологий бурения и закачивания скважин в аномальных геологотехнических условиях разработки месторождений Восточной Сибири не в полной мере обеспечивают качество и эффективность буровых работ. А именно сохранение природных коллекторских свойств продуктивных пластов, долговременную изоляцию от водонасыщенности, стабилизацию исходных свойств в буровых и тампонажных растворах, предупреждение межпластовых заколонных перетоков, газоводопроявлений и грифонообразований на поверхности.
3. Практическое применение получила технология применения газоблокирующей добавки в интервале газового пласта, которая формирует тонкую непроницаемую для газа корку в цементном растворе. Также применяется на прак тике проведение пенного цементирования обсадных колонн, которое обеспечивает:
– высокое качество замещения бурового раствора;
– отсутствие усадки при схватывании;
– улучшенное качество сцепления за счёт энергии сжатого газа;
– повышенную долговечность цементного камня (устойчивость к нагрузкам);
– препятствие газовой миграции;
– возможность закачки вспененных буферных жидкостей;
– обеспечение герметичности межколонного пространства.
4. Внесены существенные коррективы в существующую проектную документацию в части крепления эксплуатационных скважин месторождений Восточной Сибири. В частности, такие технологии, как использование «чистого» необлегченного тампонажного раствора для цементирования промежуточной обсадной колонны от устья до забоя, а также применение дополнительных заколонных пакеров для перекрытия межколонных пространств «кондуктор – техническая колонна» и «техническая колонна – эксплуатационная колонна».
5. Разработан регламент предприятия «По безаварийной эксплуатации и предупреждению возникновения межколонных (заколонных) перетоков при строительстве и эксплуатации скважин на месторождениях Восточной Сибири». Оперативное внедрение в существующую практику ведения буровых работ на месторождениях Восточной Сибири технологий, разработанных в результате совместной деятельности, позволило существенно снизить процент возникновения межколонных (заколонных) перетоков.
Вышеизложенное дает основание к выводу о том, что дальнейшие научные разработки корпоративных научно-исследовательских проектных институтов в этом направлении позволят в перспективе полностью устранить рассмотренную проблему. Полученный при этом опыт возможно будет применен на всех месторождениях Российской Федерации.
Наши технологии
При бурении, ремонте и в процессе эксплуатации скважин достаточно часто в межколонных пространствах (МКП) из-за некачественного крепления скважин или не герметичности колонн, температурных колебаний и т.д. возникают межколонные перетоки и как следствие — межколонные давления (МКД).
Данные перетоки очень опасны, поскольку флюиды могут не только образовать техногенную залежь, но и прорываться на земную поверхность. Подобные факты чреваты возникновением грифонов, которые ставят под угрозу жизнедеятельность на больших земельных площадях и в конечном итоге могут привести к трагическим последствиям.
В настоящее время единственным методом, способным с высочайшей точностью и достоверностью определить перетоки пластовых смесей различной интенсивности является метод трехкомпонентного геоакустического каротажа (ТК ГАК).
Для решения задачи по ликвидации межколонного давления ООО ПКФ «Недра-С» предлагает опробованные и хорошо зарекомендовавшиеся себя технологии закачки на устье специальных герметизирующих составов совместно с обработкой межколонного пространства генератором силовых волн УГСВ:
| Кольматирующий состав и его использование | Гравитационный состав и его использование |
|---|---|
| Метод основан на закачке специального герметизирующего состава на основе не синтетических масел в межколонные пространства с подъемом цементного камня до устья. Закачка происходит по принципу нагнетания под давлением состава в МКП через шиберную задвижку межколонного отвода в цементный камень | Метод основан на закачке в межколонное пространство специальных составов на углеводородной основе (ВСН, WARP и т.д.) и гравита-ционном замещении межколонного флюида. Используется при ликвидации МКД с недоподъемом цемента до устья. |
Для определения источника МКД, контроля за динамикой изменения фильтрации флюида по межколонному пространству в процессе изоляционных работ и определения качества герметизации после закачки специальных составов проводятся геофизические исследования методом ТК ГАК.
КЛАССИФИКАЦИЯ ДАВЛЕНИЙ В СКВАЖИНЕ
зона — 3.11 зона: Пространство, содержащее логически сгруппированные элементы данных в МСП. Примечание Для МСП определяются семь зон. Источник: ГОСТ Р 52535.1 2006: Карты идентификационные. Машиносчитываемые дорожные документы. Часть 1. Машин … Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации
Природный газ — (Natural gas) Природный газ это один из самых распространенных энергоносителей Определение и применение газа, физические и химические свойства природного газа Содержание >>>>>>>>>>>>>>> … Энциклопедия инвестора
форма — 3.2 форма (form): Документ, в который вносятся данные, необходимые для системы менеджмента качества. Примечание После заполнения форма становится записью. Источник: ГОСТ Р ИСО/ТО 10013 2007: Менеджмент организации. Руководство по документированию … Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации
Горные породы — природные агрегаты минералов более или менее постоянного состава, образующие самостоятельные геологические тела, слагающие земную кору. Термин «Г. п.» впервые в современном смысле употребил (1798) русский минералог и химик В. М. Севергин … Большая советская энциклопедия
Пьезометрическая скважина
Краткий электронный справочник по основным нефтегазовым терминам с системой перекрестных ссылок. — М.: Российский государственный университет нефти и газа им. И. М. Губкина . М.А. Мохов, Л.В. Игревский, Е.С. Новик . 2004 .
Смотреть что такое "Пьезометрическая скважина" в других словарях:
ПЬЕЗОМЕТРИЧЕСКАЯ СКВАЖИНА — буровая скважина, предназначенная для постоянного наблюдения в какой либо части нефтяной залежи, водоносного горизонта за изменением пластового давления … Большой Энциклопедический словарь
ПЬЕЗОМЕТРИЧЕСКАЯ СКВАЖИНА — спец. скважина, используемая для наблюдения за динамикой пластового давления в к. л. части нефт. залежи. П. с. оборудуется регистрирующими давление манометрами или пьезографами, записывающими колебания уровня жидкости в скважине во времени … Большой энциклопедический политехнический словарь
ПЬЕЗОМЕТРИЧЕСКАЯ СКВАЖИНА — буровая скважина, предназначенная для пост. наблюдения в к. л. части нефт. залежи, водоносного горизонта за изменением пластового давления … Естествознание. Энциклопедический словарь
СКВАЖИНА РЕАГИРУЮЩАЯ — см. Пьезометрическая скважина. Геологический словарь: в 2 х томах. М.: Недра. Под редакцией К. Н. Паффенгольца и др.. 1978 … Геологическая энциклопедия
ДЕПРЕССИОННАЯ ПОВЕРХНОСТЬ — пьезометрическая поверхность напорных или свободная поверхность безнапорных вод, снижающаяся к месту их выхода на поверхность земли, к месту перетекания в более глубокие водопроницаемые породы, к пункту откачки (скважина, колодец, шахты и др.). В … Словарь по гидрогеологии и инженерной геологии
Читайте также: