Диагностирование приустьевых газоперетоков

Для повышения достоверности исследований межколонного пространства скважин (МКП) предлагается новый способ диагностирования перетока газа через смежные МКП, основанный на использовании уникальной закупоривающей способности пенных систем.
Для оценки герметичности МКП и установления наличия приустьевых флюидоперетоков кольцевое пространство скважины, не занятое цементом, заполняется сжатой пеной.
Монтаж оборудования производится с помощью импульсных трубок по схеме приведенной на рисунке.
Перед началом работы все вентили закрываются и давление в МКП снижается до нуля. В емкость высокого давления заливается расчетный объем пенообразующей жидкости (ПОЖ), исходя из определенного ранее пустотного объема МКП.
Последовательно открываются вентили 1, 3, 5, 8, 12 и 14. Процесс закачивания пены контролируется по манометрам, установленным до пеногенератора 9 и на линии закачивания пены 13.
Подача газа регулируется посредством сменных диафрагм, устанавливаемых в корпусе пеногенератора. Более гибкая регулировка осуществляется с помощью батареи жиклеров 4, установленной на газовой линии.
Максимальное давление пены должно быть не более предельно допустимого давления, выдерживаемого наружной колонной.
При наличии в скважине приустьевых газоперетоков газ из затрубного пространства (ЗТП) перетекает в МКП6х9 , а затем в МКП9х12 и далее на дневную поверхность.
При достижении максимальных значений МКД этот факт отражается нестабильностью кривой восстановления давления (КВД6х9).
В случае если газопереток осуществляется через пустотное кольцевое пространство, при закачивании пены в МКП6х9 перекрываются каналы утечки в наружной колонне. В результате этого давление в МКП6х9 возрастает, а в смежном - снижается.
Таким образом, применение пенных систем для диагностирования приустьевых газоперетоков в сочетании с анализом КВД, увеличивает достоверность результатов.