Способ определения герметичности приустьевой части кондуктора или промежуточной колонны эксплуатационной газовой скважины

Изобретение относится к области нефтегазовой промышленности и может быть использовано при эксплуатации скважин. Техническим результатом изобретения является повышение информационной достоверности о герметичности приустьевой части кондуктора или промежуточной колонны (ПК) эксплуатационной газовой скважины. Для этого измеряют фоновое давление (Д) в межколонном пространстве (МП), обеспечивают газодинамическую связь на устье между затрубным и МП в момент стабилизации Д в последнем. Повышают Д в МП ступенями на 1 МПа до максимально допустимого Д опрессовки с выдержкой на каждой ступени, обеспечивающей релаксацию и последующую стабилизацию Д в МП. Делают вывод о герметичности приустьевой части кондуктора или ПК в случае стабилизации Д в МП во времени на последней ступени. Если на одной из ступеней Д в МП после релаксации снижается, фиксируют его значение в момент окончания релаксации. Осуществляют выдержку до стабилизации Д в МП. Фиксируют значение последнего и время выдержки. Сравнивают Д стабилизации с фоновым Д в МП. В случае превышения Д стабилизации над фоновым делают вывод о возможности эксплуатации скважины с Д в МП, не превышающим зафиксированное значение Д стабилизации. В случае равенства делают вывод о негерметичности приустьевой части кондуктора или ПК. Выпускают газ из МП до величины 0,9 Р_ст с учетом времени выпуска и объема газа, а также выдержкой, обеспечивающей релаксацию и стабилизацию Д в МП. Фиксируют последнее. Выпускают из МП оставшийся газ. Измеряют дебит постоянного притока газа и определяют величину утечки газа из МП по формуле. В случае если величина утечки газа из МП меньше 70 м³/сут, делают вывод о возможности эксплуатации скважины при стравливании газа из МП на факел в момент достижения его значения, равного фоновому Д. Если величина утечки газа из МП больше 70 м³/сут, делают вывод о необходимости прекращения эксплуатации скважины и проведении ремонтно-изоляционных работ. 3 ил.

 

Изобретение относится к области нефтегазовой промышленности и может быть использовано при эксплуатации скважин.

Анализ существующего уровня техники показал следующее:

известны способы определения герметичности обсадных колонн, в т.ч. кондуктора или промежуточной колонны в газовых скважинах, с помощью магнитоимпульсных дефектоскопов (см. Арутюнов А., Шамшин В. Гергедава Ш. и др. Магнитоимпульсная дефектоскопия колонн в скважинах ПХГ. // Наука и техника в газовой промышленности, 1999, №1-2, стр.10-14; Сидоров В.А. Магнитоимпульсная дефектоскопия колонн в газовых скважинах. // Каротажник, 1998, №47, стр.74-78). Дефектоскопы (кабельные, автономные, сканирующие) позволяют производить зондирование межколонных конструкций с временным разделением сигналов от разных колонн.

Недостатками является следующее:

выявляются дефекты второй колонны (промежуточной) с учетом трещин лишь от 150 мм, и очень крупные дефекты третьей колонны (кондуктора), однако средние и мелкие дефекты остаются неучтенными;

известен способ определения межколонных и межпластовых перетоков в скважине с помощью гамма-каротажа (см. а.с. 2011813 от 18.06.91 по кл. Е 21 В 47/00, опубл.30.04.94, ОБ №8). Для осуществления способа к эксплуатационной колонне крепят контейнер с капсулами, заполненными радиоактивными изотопами. Нарушают герметичность капсул для сообщения изотопов с межколонным пространством. Регистрируют кривые гамма-излучения до и после введения в скважину радиоактивных носителей. По изменившимся значениям активности определяют места поглощения радиоактивных носителей, что свидетельствует о негерметичности обсадной колонны.

Недостатками является следующее:

указанный способ не позволяет получить достоверную информацию о герметичности кондуктора или промежуточной колонны, в том числе их приустьевой части, эксплуатируемой скважины, так как реализовать способ на скважине можно только один раз и получить информацию о герметичности кондуктора или промежуточной колонны можно лишь по окончании процесса строительства скважины. Широкое применение указанного способа ограничено использованием радиоактивных изотопов.

Известны способы определения герметичности обсадных колонн эксплуатационных газовых скважин методом термометрии: способ, основанный на измерении градиента температур, по изменению которого судят о наличии или отсутствии циркуляции газа между колоннами и, следовательно, о негерметичности обсадных колонн (см. Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных пластов и скважин. Под ред. Зотова Г.А., Алиева З.С. М.: Недра, 1980, с.269); способ, по которому проводят циклическое репрессивное воздействие, создавая давление, превышающее давление стабилизации, но не предельно допустимое давление опрессовки, и определяют фоновое распределение температур. Негерметичности колонны выделяют положительными температурными аномалиями относительно фонового температурного поля (см. п.2197614 от 23.02.99 по кл. Е 21 В 47/00, опубл.27.01.2003, ОБ №3).

Недостатками является следующее:

получить информацию о герметичности кондуктора или промежуточной колонны, в том числе их приустьевой части, можно лишь в процессе строительства скважины. При эксплуатации наличие эксплуатационной колонны приведет к искажению данных;

известны способы определения герметичности обсадных колонн, а именно эксплуатационной колонны нагнетательной скважины, с помощью газодинамических методов: способ, предусматривающий изменение режима работы скважины путем прикрытия задвижки на устье. Расход рабочей жидкости уменьшают до 30-50%. Фиксируют изменения давления в промежутке времени с момента изменения режима работы скважины, в процессе которого наблюдается максимальный темп падения давления до его стабилизации. Определяют коэффициенты кривой падения давления, сравнивая которые делают вывод о негерметичности колонны (см. п.2165016 от 07.03.2000 по кл. Е 21 В 47/00, опубл.10.04.2001, ОБ №10); способ аналогичный вышеуказанному, но отличается тем, что расход рабочей жидкости уменьшают до 30-80% (см. п.2214508 от 24.04.02 по кл. Е 21 В 47/00, опубл.20.10.2003 ОБ №29); способ, включающий измерение давления на трубной и колонной головке в затрубном и межколонном пространствах и стравливание газа из затрубного пространства. После этого фиксируют давление на трубной и колонной головках и строят графики зависимости давления от времени. По изменению давления на колонной головке в межтрубном пространстве делают вывод о негерметичности скважины (см. п.2202693 от 03.04.2001 по кл. Е 21 В 47/00, опубл.20.04.2003, ОБ №11).

Недостатками является следующее:

способы не позволяют получить сведения о герметичности кондуктора или промежуточной колонны, в том числе их приустьевой части, в процессе эксплуатации скважины;

известен способ определения герметичности обсадных колонн эксплуатационных газовых скважин методом дебитометрии (см. Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных пластов и скважин. Под ред. Зотова Г.А., Алиева З.С. М.: Недра, 1980, с.258). Проводят устьевые замеры дебита, давления, температуры и по изменению дебита делают вывод о наличии циркуляции газа между колоннами и, следовательно, о негерметичности обсадных колонн.

Недостатками является следующее:

способ не позволяет получить сведения о герметичности кондуктора или промежуточной колонны, в том числе их приустьевой части, в процессе эксплуатации скважины.

Таким образом, нами не выявлены технические решения, близкие по технической сути, а именно позволяющие определить герметичность приустьевой части кондуктора или промежуточной колонны в процессе эксплуатации газовой скважины, с помощью газодинамических или дебитометрических методов исследования. Ближайший аналог не выделен, в связи с чем формула изобретения составлена без разделения на ограничительную и отличительную части.

Технический результат сводится к повышению информационной достоверности о герметичности приустьевой части кондуктора или промежуточной колонны эксплуатационной газовой скважины.

Технический результат достигается тем, что в предлагаемом способе определения герметичности приустьевой части кондуктора или промежуточной колонны эксплуатационной газовой скважины проводят следующие операции:

- измеряют фоновое давление в межколонном пространстве;

- обеспечивают газодинамическую связь на устье между затрубным и межколонным пространствами в момент стабилизации давления в последнем;

- повышают давление в межколонном пространстве ступенями на 1 МПа до максимально допустимого давления опрессовки с выдержкой на каждой ступени, обеспечивающей релаксацию и последующую стабилизацию давления в межколонном пространстве;

- делают вывод о герметичности приустьевой части кондуктора или промежуточной колонны в случае стабилизации давления в межколонном пространстве во времени на последней ступени;

- при этом, если на одной из ступеней давление в межколонном пространстве после релаксации снижается, фиксируют его значение в момент окончания релаксации;

- осуществляют выдержку до стабилизации давления в межколонном пространстве;

- фиксируют значение давления стабилизации в межколонном пространстве и время выдержки;

- сравнивают давление стабилизации с фоновым давлением в межколонном пространстве;

- в случае

Р_СТ>Р_Ф,

где Р_СТ - давление стабилизации, МПа;

Р_Ф - фоновое давление в межколонном пространстве, МПа,

делают вывод о возможности эксплуатации скважины с давлением в межколонном пространстве, не превышающим зафиксированное значение давления стабилизации;

- в случае

Р_СТ≈Р_Ф

делают вывод о негерметичности приустьевой части кондуктора или промежуточной колонны;

- выпускают газ из межколонного пространства до величины 0,9 Р_СТ с учетом времени выпуска и объема газа, а также выдержкой, обеспечивающей релаксацию и стабилизацию давления в межколонном пространстве;

- фиксируют последнее;

- выпускают из межколонного пространства оставшийся газ;

- измеряют дебит постоянного притока газа и определяют величину утечки газа из межколонного пространства по формуле

где Q_УТ - величина утечки газа из межколонного пространства, м³/сут;

V_П - пустотный объем межколонного пространства, который определяют по формуле, м³

где Р_ат - атмосферное давление, МПа;

V_Г - объем газа, выпущенного из межколонного пространства, м³;

Q_ПП - дебит постоянного притока газа, м³/мин;

t_вып - время выпуска газа из межколонного пространства, мин;

t_CT - время выдержки до стабилизации давления в межколонном пространстве, мин;

Р_ст1 - давление стабилизации в межколонном пространстве, зафиксированное после выпуска газа до величины 0,9 Р_ст, МПа;

Р_опр - давление в межколонном пространстве, зафиксированное в момент окончания релаксации, МПа;

z_опр, z_ст, z_ст1 - коэффициенты сверхсжимаемости газа при давлении Р_опр, Р_ст и Р_ст1 соответственно;

- в случае Q_ут<70 м³/сут делают вывод о возможности эксплуатации скважины;

- в момент достижения давления, равного фоновому давлению, стравливают газ из межколонного пространства на факел;

- в случае Q_ут>70 м³/сут делают вывод о необходимости прекращения эксплуатации скважины и проведении ремонтно-изоляционных работ.

Техническое решение соответствует условию новизны.

На фиг.1 изображена кривая изменения давления во времени, отражающая осуществление способа в скважине с герметичной приустьевой частью кондуктора или промежуточной колонны; на фиг.2 - кривая изменения давления во времени, отражающая осуществление способа в скважине с ухудшенным техническим состоянием кондуктора или промежуточной колонны; на фиг.3 - кривая изменения давления во времени, отражающая осуществление способа в скважине с негерметичной приустьевой частью кондуктора или промежуточной колонны.

Эксплуатация скважин газовых, газоконденсатных месторождений и ПХГ нередко сопровождается развитием флюидопроявлений в пространстве между эксплуатационной и промежуточной обсадными колоннами и (или) между промежуточной колонной и кондуктором. Признаком развития межколонных флюидопроявлений является появление давления в межколонном пространстве (МКП) скважины, регистрируемое на межколонном отводе колонной головки.

В большинстве случаев ликвидация межколонных флюидопроявлений сопряжена со значительными трудностями и, зачастую, ввиду их малой интенсивности, - нецелесообразна. Вместе с тем скважина должна являть собой герметичный канал для доставки пластовой продукции с забоя на устье и поэтому при наличии давления в межколонном пространстве должна быть обеспечена герметичность промежуточной колонны и кондуктора. В противном случае газ может перетекать в проницаемые пласты, образовывая техногенные залежи, или в виде грифонов выходить на земную поверхность. Предлагаемый способ позволяет определить герметичность приустьевой части кондуктора или промежуточной колонны и выявить скважины, которые могут являться потенциальными источниками техногенных утечек газа.

При реализации предлагаемого способа под приустьевой частью кондуктора понимают интервал кондуктора от устья до верхней границы цементного камня в межколонном пространстве между кондуктором и промежуточной (эксплуатационной) колонной. Под приустьевой частью промежуточной колонны понимают интервал промежуточной колонны от устья до верхней границы цементного камня в межколонном пространстве между промежуточной и эксплуатационной колоннами.

Объем межколонного пространства в интервале отсутствия цемента является пустотным объемом межколонного пространства.

Способ осуществляется только при установившемся (фоновом) давлении в межколонных пространствах, так как все действия, связанные с принудительным повышением и снижением давления в межколонном пространстве, должны сопровождаться выдержкой для обеспечения релаксации и обеспечения точности замера давления. При несоблюдении этого условия увеличивается длительность и погрешность при определении момента окончания релаксации.

В зависимости от величины пустотного объема межколонного пространства время окончания релаксации давления может быть различно, и поэтому определяют его по моменту стабилизации давления или снижения интенсивности его падения (при нагнетании газа, после закрытия вентиля, давление в течение некоторого времени снижается, при стравливании - возрастает).

Давление в межколонном пространстве повышают ступенчато с интервалом 1 МПа для того, чтобы избежать повышения давления в МКП до максимально допустимого давления опрессовки в случае снижения давления на одной из ступеней, снизить вероятность увеличения микрозазоров между цементным камнем и колонной и уменьшить время ожидания стабилизации давления в межколонном пространстве. При этом в соответствии с действующей инструкцией (см. Инструкция по определению условий использования на подземных хранилищах газа скважин, имеющих межколонные давления, Москва, 1995, стр.8) максимально допустимое давление опрессовки принимают на 10% выше значения гидростатического давления у башмака исследуемой обсадной колонны (промежуточной колонны или кондуктора).

При реализации данного способа считают герметичной приустьевую часть кондуктора или промежуточной колонны, если при достижении максимально допустимого давления опрессовки после релаксации не произошло его снижения.

Снижение давления в межколонном пространстве на одной из ступеней до давления, значение которого больше фонового, свидетельствует об ухудшении технического состояния исследуемой колонны. Однако приустьевая часть кондуктора или промежуточной колонны герметична при фоновом межколонном давлении, и возможна дальнейшая эксплуатация скважины при давлении в межколонном пространстве, которое не должно превышать давление стабилизации.

Снижение давления и его стабилизация на уровне фонового давления в межколонном пространстве свидетельствуют о негерметичности приустьевой части кондуктора или промежуточной колонны.

При проведении испытаний на герметичность газообразным агентом обсадных колонн резервуаров в каменной соли в качестве порогового значения утечки принята величина 50 кг/сут (см. СП 34-106-98 Подземные хранилища газа, нефти и продуктов их переработки, Москва, 1999, п.4.8). Для продукции эксплуатационной газовой скважины, с помощью которого проводится испытание, эта величина составит 70 м³/сут при фоновом давлении в межколонном пространстве, которая и принимается в качестве порогового, при превышении которого эксплуатация скважины прекращается.

Если величина утечки меньше порогового значения, дальнейшая эксплуатация скважины разрешается только при периодическом выпуске газа из межколонного пространства на факел. Периодичность выпуска газа определяется продолжительностью восстановления давления в межколонном пространстве до фонового значения.

Для того чтобы определить величину утечки газа (Q_ут), измеряют дебит постоянного притока газа (Q_ПП) и рассчитывают пустотный объем МКП (V_П). Для этого при давлении в межколонном пространстве, равном давлению стабилизации (Р_ст), производят выпуск газа из последнего через газовый счетчик с фиксацией его объема и времени выпуска. В большинстве случаев используют газовые счетчики с верхним пределом измерения до 10 н·м³/ч. В связи с этим процесс полного выпуска газа может занять несколько часов. Для сокращения времени этого процесса достаточно выпускать газ до снижения давления в межколонном пространстве на 10% от давления на начало выпуска - до 0,9 Р_ст. Для того чтобы измерить дебит постоянного притока газа, отсоединяют газовый счетчик и выпускают газ из межколонного пространства до полного прекращения истечения (в этом случае Qпп равен нулю) или до установления постоянного дебита, подсоединяют счетчик и измеряют значение дебита постоянного притока газа.

Способ позволяет определять численное значение утечки газа, пустотный объем межколонного пространства и предельно допустимое давление в последнем, что повышает информационную достоверность о герметичности приустьевой части кондуктора или промежуточной колонны эксплуатационной газовой скважины.

Анализ изобретательского уровня показал следующее: известен учет объема опрессуемого пространства и объемов утечки при опрессовке кондуктора или промежуточной колонны при строительстве скважины (см. а.с. 829867 Е 21 В 33/00 от 19.02.79, опубл. 15.05.81, ОБ №18. Способ испытания обсадной колонны на герметичность); известно ступенчатое повышение гидравлического давления в колонне с последующим его сбросом при опрессовке обсадных колонн в процессе строительства скважины, где каждую последующую ступень давления задают после окончания релаксаций, о чем судят по стабилизации амплитуд продольных волн по колонне (см. а.с. 771325 Е 21 В 33/00 от 20.12.76, опубл. 15.10.80, ОБ №38. Способ опрессовки обсадных колонн). Таким образом, из общедоступных источников патентной и научно-технической литературы нами выявлена часть признаков, совпадающих с отличительными признаками заявляемого технического решения. При этом не установлена известность их влияния на указанный заявителем технический результат. Таким образом, заявляемое техническое решение имеет изобретательский уровень.

Более подробно сущность заявляемого способа описывается следующими примерами.

Пример 1.

Определяют герметичность приустьевой части кондуктора и промежуточной колонны скважины Степновского ПХГ.

Исходные данные

Глубина спуска 168-мм эксплуатационной колонны	2089 м
Глубина спуска 245-мм промежуточной колонны	924 м
Максимально допустимое давление опрессовки промежуточной колонны	9,96 МПа
Глубина спуска 324 мм кондуктора	405 м
Максимально допустимое давление опрессовки кондуктора	4,37 МПа

При помощи манометра (самопишущего манометра) измеряют давление в межколонных пространствах между промежуточной колонной и кондуктором и между эксплуатационной и промежуточной колоннами. По последовательно проведенным замерам, при которых давление не изменяется, фоновое давление в межколонном пространстве (Р_Ф) между промежуточной колонной и кондуктором - 0,28 МПа и между эксплуатационной и промежуточной колоннами 2,46 МПа.

Газовый вентиль затрубного пространства при помощи трубок высокого давления соединяют с газовым вентилем межколонного пространства между промежуточной колонной и кондуктором. Вентили на затрубном и межколонном пространствах открывают и повышают давление в последнем до 1,28 МПа (фиг.1, отрезок 1-2), после чего вентили закрывают и выдерживают межколонное пространство под давлением в течение времени, необходимого для релаксации межколонного давления (фиг.1, отрезок 2-3). Время релаксации составило 5 минут, давление после релаксации 1,22 МПа. При дальнейшем ступенчатом повышении давления (фиг.1, отрезки 3-4; 5-6; 7-8) до максимально допустимого давления опрессовки 4,37 МПа на каждой ступени происходила стабилизация давления (фиг.1, отрезки 4-5; 6-7; 8-9). На основании того, что давление в межколонном пространстве стабилизировалось на уровне максимально допустимого давления опрессовки, делают вывод о герметичности приустьевой части кондуктора.

Далее отсоединяют межколонное пространство между кондуктором и промежуточной колонной от затрубного пространства и соединяют последнее с межколонным пространством между эксплуатационной и промежуточной колоннами. Вентили на затрубном и межколонном пространствах открывают и повышают давление в последнем до 3,46 МПа (фиг.2, отрезок 1-2), после чего вентили закрывают и выдерживают межколонное пространство под давлением в течение времени, необходимого для релаксации межколонного давления (фиг.2, отрезок 2-3). Время релаксации составило 3 минуты, давление после релаксации 3,35 МПа. При дальнейшем ступенчатом повышении давления до 5,46 МПа (фиг.2, отрезки 3-4; 5-6) на каждой ступени происходила стабилизация давления (фиг.2,отрезки 4-5; 6-7). При повышении давления до 6,46 МПа давление после релаксации (фиг.2, 8-9) продолжило снижаться. Давление в момент окончания релаксации (Р_опр) составило 6,38 МПа (фиг.2, точка 9). Осуществляют выдержку (фиг.2, отрезок 9-10) до стабилизации давления в межколонном пространстве (фиг.2, точка 10). Фиксируют время выдержки (t=140 минут) и давление стабилизации (Р_ст=5,8 МПа). Сравнивают зафиксированное давление стабилизации с фоновым давлением (Р_ф=2,46 МПа). Так как P_ст>Р_ф, делают вывод о возможности дальнейшей эксплуатации скважины с давлением в пространстве между эксплуатационной и промежуточной колоннами, не превышающим 5,8 МПа.

Пример 2.

Определяют герметичность приустьевой части кондуктора скважины Северо-Ставропольского ПХГ.

Исходные данные

Глубина спуска 146-мм эксплуатационной колонны	889,5 м
Глубина спуска 245-мм кондуктора	273,3 м
Максимально допустимое давление опрессовки кондуктора	2,94 МПа

При помощи манометра (самопишущего манометра) измеряют давление в межколонном пространстве между эксплуатационной колонной и кондуктором. Измеряют фоновое давление в межколонном пространстве (Р_ф) между эксплуатационной колонной и кондуктором - 0,76 МПа.

Соединяют затрубное и межколонное пространства. Вентили на затрубном и межколонном пространствах открывают и повышают давление в последнем до 1,76 МПа (фиг.3, отрезок 1-2). После чего вентили закрывают и выдерживают межколонное пространство под давлением в течение времени, необходимого для релаксации межколонного давления. Время релаксации составило 3 минуты. Давление в момент окончания релаксации (Р_опр) составило 1,69 МПа (фиг.3, точка 3). Осуществляют выдержку (фиг.3, отрезок 3-4) до стабилизации давления в межколонном пространстве (фиг.3, точка 4). Фиксируют время выдержки (t=101 минута) и давление стабилизации (Р_ст=0,77 МПа). Сравнивают зафиксированное давление стабилизации с фоновым давлением (Р_ф=0,76 МПа). Так как Р_ст≈Р_ф, делают вывод о негерметичности приустьевой части кондуктора. Демонтируют трубки высокого давления и подсоединяют к газовому вентилю межколонного пространства газовый счетчик. Открывают газовый вентиль и выпускают газ из межколонного пространства до снижения давления в последнем до давления, равного 0,69 МПа (0,9 Р_ст) (фиг.3, точка 6). Закрывают вентиль межколонного пространства и фиксируют время выпуска (t_вып) и объем газа, выпущенного из межколонного пространства (V_Г). Время выпуска составило 16 минут, объем выпущенного газа 2,38 м³. Выдерживают межколонное пространство для релаксации и стабилизации давления и фиксируют последнее 0,70 МПа (Р_ст1) (фиг.3, точка 7). Отсоединяют газовый счетчик и производят выпуск оставшегося газа из межколонного пространства. Подсоединяют газовый счетчик и измеряют дебит постоянного притока (Q_пп=0,026 м³/мин). Рассчитывают пустотный объем межколонного пространства.

Далее определяют величину утечки газа из межколонного пространства.

Сравнивают полученное значение Q_ут с пороговым значением в 70 м³/сут. Так как 243,32>70, делают вывод о необходимости прекращения эксплуатации скважины и проведении ремонтно-изоляционных работ.

В качестве ремонтных работ принят вариант по закачке в межколонное пространство вязкоупругого состава в объеме 2,84 м³, принятом исходя из значения пустотного объема межколонного пространства. По истечении месяца после выполнения работ и пуска скважины в эксплуатацию для оценки качества ремонтно-изоляционных работ были проведены повторные исследования.

На момент проведения исследований фоновое давление в межколонном пространстве между эксплуатационной колонной и кондуктором составило 0,42 МПа. После повышения давления в межколонном пространстве до 1,42 МПа и выдержки на релаксацию давление продолжило снижаться и через 120 минут стабилизировалось на значении Р_ст=0,43 МПа. Сравнивают зафиксированное давление стабилизации с фоновым давлением (0,42 МПа). Так как Р_ст≈Р_ф, делают вывод о негерметичности приустьевой части кондуктора. Демонтируют трубки высокого давления и подсоединяют к газовому вентилю межколонного пространства газовый счетчик. Открывают газовый вентиль и выпускают газ из межколонного пространства до снижения давления в последнем до давления, равного 0,39 МПа (0,9 Р_ст). Закрывают вентиль межколонного пространства. Время выпуска составило 3 минуты, объем выпущенного газа 0,15 м³. Выдерживают межколонное пространство для релаксации и стабилизации давления и фиксируют последнее 0,39 МПа (Р_ст1). Отсоединяют газовый счетчик и производят выпуск оставшегося газа из межколонного пространства. Подсоединяют газовый счетчик и измеряют дебит постоянного притока (Q_ПП=0,020 м³/мин).

На основании полученных данных рассчитывают пустотный объем межколонного пространства (V_П=0,23 м³) и величину утечки газа из межколонного пространства Q_ут=13,6 м³/сут. Сравнивают полученное значение Q_ут с пороговым значением в 70 м³/сут. Так как 13,6<70, делают вывод об удовлетворительном результате ремонтно-изоляционных работ и возможности эксплуатации скважины при стравливании газа из межколонного пространства на факел в момент достижения его значения, равного фоновому давлению (0,42 МПа).

В результате реализации способа оценена герметичность приустьевой части кондуктора и промежуточной колонны эксплуатационных газовых скважин, определены параметры межколонных пространств, рекомендован объем вязкоупругого состава для проведения ремонтно-изоляционных работ, оценено качество их выполнения.

Изобретение соответствует критерию патентоспособности, а именно условию новизны, изобретательского уровня и промышленной применимости.

Способ определения герметичности приустьевой части кондуктора или промежуточной колонны эксплуатационной газовой скважины, предусматривающий измерение фонового давления в межколонном пространстве, обеспечение газодинамической связи на устье между затрубным и межколонным пространствами в момент стабилизации давления в последнем, повышение давления в межколонном пространстве ступенями на 1 МПа до максимально допустимого давления опрессовки с выдержкой на каждой ступени, обеспечивающей релаксацию и последующую стабилизацию давления в межколонном пространстве, и вывод о герметичности приустьевой части кондуктора или промежуточной колонны в случае стабилизации давления в межколонном пространстве во времени на последней ступени, при этом, если на одной из ступеней давление в межколонном пространстве после релаксации снижается, фиксируют его значение в момент окончания релаксации, осуществляют выдержку до стабилизации давления в межколонном пространстве, фиксируют значение последнего и время выдержки, сравнивают давление стабилизации с фоновым давлением в межколонном пространстве и в случае

Р_ст>Р_ф,

где Р_ст - давление стабилизации, МПа;

Р_ф - фоновое давление в межколонном пространстве, МПа,

делают вывод о возможности эксплуатации скважины с давлением в межколонном пространстве, не превышающим зафиксированное значение давления стабилизации, в случае

Р_ст≈Р_ф

делают вывод о негерметичности приустьевой части кондуктора или промежуточной колонны и выпускают газ из межколонного пространства до величины 0,9 Р_ст с учетом времени выпуска и объема газа, а также выдержкой, обеспечивающей релаксацию и стабилизацию давления в межколонном пространстве, фиксируют последнее, выпускают из межколонного пространства оставшийся газ, измеряют дебит постоянного притока газа и определяют величину утечки газа из межколонного пространства по формуле

где Q_ут - величина утечки газа из межколонного пространства, м³/сут;

V_П - пустотный объем межколонного пространства, который определяют по формуле, м³

где Р_ат - атмосферное давление, МПа;

V_Г - объем газа, выпущенного из межколонного пространства, м³;

Q_ПП - дебит постоянного притока газа, м³/мин;

t_вып - время выпуска газа из межколонного пространства, мин;

t_ст - время выдержки до стабилизации давления в межколонном пространстве, мин;

Р_ст1 - давление стабилизации в межколонном пространстве, зафиксированное после выпуска газа до величины 0,9 Р_ст1 МПа;

Р_опр - давление в межколонном пространстве, зафиксированное в момент окончания релаксации, МПа;

z_опр, z_ст, z_ст1 - коэффициенты сверхсжимаемости газа при давлении Р_опр, Р_ст и Р_ст1 соответственно, в случае

Q_ут<70 м³/сут

делают вывод о возможности эксплуатации скважины, при этом в момент достижения давления, равного фоновому давлению, стравливают газ из межколонного пространства на факел, в случае

Q_ут>70 м³/сут

делают вывод о необходимости прекращения эксплуатации скважины и проведении ремонтно-изоляционных работ.