Вопросы методологии и новых технологий разработки месторождений природного газа. Часть III (Сборник научных трудов), страница 84

Вопросы методологии и новых технологий разработки
________________ месторождений природного газа____________

ВНИИГАЗ                                                                                 1998

В.С.Смирнов (ВНИИГАЗ), Ю.Л.Лексуков (РАО "Газпром")

ОЦЕНКА ГЕРМЕТИЧНОСТИ ОТДЕЛЬНЫХ

ГРУПП ЭКСПЛУАТАЦИОННОГО ПОДЗЕМНОГО

И УСТЬЕВОГО ОБОРУДОВАНИЯ БЕЗ

ГЛУШЕНИЯ СКВАЖИНЫ

Как показывает практика, во многих скважинах, эксплуатация которых осуществляется по пакерной схеме, т.е. с применением экс­плуатационного пакера и комплекса забойных устройств, а межтруб­ное пространство эксплуатационной и лифтовой колонны (ЛЭ) час­тично или полностью заполнено жидкостью (ингибитор, солярка и др.), или находится под газом, измеряемое давление газа в этом про­странстве выше, чем давление за эксплуатационной колонной, т.е. в межколонном пространстве между промежуточной и эксплуатацион­ной колонной. Обычно эта закономерность наблюдается в тех усло­виях, когда газ сначала попадает в межтрубное пространство через негерметичные элементы пакерного или (и) устьевого оборудования, а затем в межтрубное пространство за эксплуатационной колонной.

Анализ работы труб показывает, что 86 % повреждений обсад­ных и 55 % насосно-компрессорных (НКТ) труб возникают в узлах соединений. Результаты проверки утечек показывают, что около 66 % обсадных и лифтовых колонн имеют как минимум одну утечку в соединении, выполняемом с соблюдением требуемого крутящего момента¹. Возможны нарушения герметичности в элементах устьево­го и пакерного оборудования.

В этих условиях большое значение имеет проверка и замена (при необходимости) негерметичных элементов оборудования сква­жины. Имеется возможность осуществить эту проверку без глушения скважины. Такая возможность рассмотрена ниже на примере одной из

Система завинчивания на основе крутящего момента и количества витков (км/кв) марки "Бейкерлайн" // Проспект фирмы "Бейкерлайн". 1993.

191

вероятных компоновок пакерного и устьевого оборудования, приве­денных на рис.К

Как видно из рисЛб, в случае негерметичности в пакерной сис­теме газ в межтрубное пространство ЛЭ может попадать через не­плотности следующего оборудования:

•  пакера (3) через корпус манжет (9);

•  уплотнительного наконечника (4) НКТ;

•  компенсатора температурных напряжений (5);

•   резьбовых соединений НКТ, переводников пакерных уст­
ройств и адаптера (2) (рис. 1а).

Рассмотренная схема эксплуатации дает возможность проверить герметичность трех групп или элементов оборудования без глушения скважины:

•  трубной подвески (рис. 1а);

•  лифтовой колонны от трубной подвески (в резьбовой части) до
ниппеля в температурном компенсаторе (5) (рис. 16);

•  пакера (3) с наконечником (4) (рис.16).