Summary on the application of the gravitational method to eliminate intercasing pressure

Full Text

Введение

Межколонное давление (далее – МКД) – избыточное давление, создаваемое межколонным флюидом внутри межколонного пространства (далее – МКП) на устье скважины. Возникновение межколонных давлений является одним из проблемных вопросов при эксплуатации нефтяных и газовых скважин. Негерметичность крепи может быть вызвана следующими дефектами:

• негерметичность резьбовых соединений обсадных колонн;
• несовершенство цементного кольца в заколонном пространстве;
• недоподъем цемента до устья в межколонном пространстве при строительстве скважин;
• негерметичность уплотнительных элементов оборудования.

Компонентный состав межколонного флюида может быть представлен углеводородным или техногенным газом, углеводородной жидкостью или нефтью, пластовой или техногенной водой. Для газовых и газоконденсатных месторождений и подземных хранилищ газа в качестве межколонного флюида наиболее характерен углеводородный газ.

Устранить межколонные газопроявления по цементному камню полностью не удается, эксплуатация скважин с МКД в рамках предельно допустимого межколонного давления (далее – ПДД) на устье рассматривается как временный фактор перед проведением комплексных работ по ликвидации МКД в соответствии с Руководящими документами.

В Правилах обеспечения промышленной безопасности для опасных производственных объектов нефтяной и газовой отраслей промышленности, утвержденных приказом № 355 Министра по инвестициям и развитию Республики Казахстан от 30.12.2014 г. (далее – ПОПБ НГО), выделены требования к межколонному давлению и герметичности скважин:

• эксплуатация скважины при негерметичности, наличии межколонного проявления (давления) и неисправности наземного оборудования не допускается;
• при обнаружении давления в межколонном пространстве проводятся исследования и принимаются оперативные меры по устранению причины перетока.

После внесения изменений в ПОПБ НГО от 22.11.2019 г. вышеуказанные пункты были исключены с включением п. 469-1: «В процессе всего жизненного цикла скважины должен осуществляться контроль межколонного давления. Решение об эксплуатации скважины с межколонным давлением принимается руководителем организации на основании результатов исследований и оценки рисков, связанных с эксплуатацией скважины».

В связи с этим в целях сохранения эксплуатационного фонда скважин актуальным является вопрос поиска и внедрения оптимальных способов управления и ликвидации МКД.

В настоящее время существует 2 основных способа ликвидации МКД:

1. Классический способ.

С помощью геофизических исследований скважин (далее – ГИС) определяется источник возникновения избыточного давления, после на этой глубине производится перфорация для создания специальных отверстий с целью закачки тампонирующего изоляционного состава (микроцементы, полимерные материалы, отверждающиеся составы, смолы и т.д). Рекомендуется использовать микроцемент или полимеры с наноразмером частиц. Если источник МКД в интервале двойной колонны, и имеется опасность повреждения внешней колонны, то используется механический перфоратор для создания специальных отверстий.

2. Гравитационный способ.

После определения источника возникновения МКД в межколонное пространство с устья скважины продавливается жидкость высокой плотности, без твердой фазы в целях создания достаточного гидростатического давления для сдерживания флюида, поступающего из пласта. При этом необходимо знать значения давления гидроразрыва (или открытия трещин) породы в целях предупреждения и предотвращения поглощений и максимальные допустимые давления обсадных колонн.

Основным условием является наличие приёмистости в интервале источника МКД, т.е. чем выше приёмистость, тем быстрее жидкость будет продавлена. В настоящее время для данной операции считается эффективным использование растворов солей с высокой плотностью – формиат калия и цезия. При этом в связи с дороговизной таких жидкостей многие недропользователи вынуждены искать альтернативные композиционные составы, которые работают гравитационным способом.

При этом главными требованиями к ним являются:

1. высокая проникающая способность при низких значениях приемистости скважин;
2. простота приготовления;
3. высокие газоизоляционные свойства (газонепроницаемость);
4. стойкость к различным переменным нагрузкам;
5. невысокая стоимость выполнения изоляционных работ.

Основная часть

Классический способ применения технологии закачки в межколонное пространство тампонажных составов и композиций с устья скважины приводит к ликвидации избыточного давления только на устье скважины, и, соответственно, не устраняет наличие МКД в скважине. Поэтому использование такой технологии считается «временным сокрытием» МКД и не дает долгосрочного эффекта ввиду возможного нарушения целостности цементного кольца со временем за счет динамического воздействия подземного оборудования о внутреннюю стенку эксплуатационной колонны при проведении ремонтных и других работ и воздействия агрессивных сред на цементный камень.

Утяжеленный раствор на углеводородной основе позволяет приготовить состав с низким реологическим профилем и повышенной седиментационной устойчивостью. Технология приготовления заключается в измельчении утяжелителя барита BaSO4 до частиц коллоидного размера – от 0,1 до 10 мкм.

За счет предварительной обработки частиц утяжелителя коллоидного размера реология раствора не повышается.

 

Рисунок 1. Сравнение размеров измельченного барита со стандартным баритом

 

Применение состава плотностью 2,1–2,3 г/см³ основано на замещении флюида в межколонном пространстве за счет высокой плотности (гравитационный метод замещения) и характеризуется следующими преимуществами:

- не смешивается с водой и за счет этого не уменьшается плотность при контакте со скважинной жидкостью, что обеспечивает большой срок эффекта;

- в процессе эксплуатации остается в жидком состоянии, за счет этого устойчив к внешним механическим воздействиям (отсутствие вторичных трещин). Заполняет новообразующиеся трещины и каверны;

- не требует предварительной очистки межколонного пространства для увеличения адгезии с металлом и цементом;

- экологически безопасен.

Ликвидация МКД с использованием утяжеленного раствора на углеводородной основе были проведены в 10 скв. месторождения ТОО «СП «КазГерМунай». Перед проведением производились лабораторные испытания: замерены плотность и реологические свойства.

 

Таблица 1. Протокол испытания компонентного бурового тяжелого раствора на углеводородной основе

№	Определяемый показатель	Нормативный документ на метод испытания	Ед. изм.	Результат
1	Плотность	СТ РК ИСО 10414-1-2012 п. 4	г/см³	2,20
2	Пластическая вязкость	СТ РК ИСО 10414-1-2012 п. 6	сП	90
3	Динамическое напряжение сдвига	СТ РК ИСО 10414-1-2012 п. 4	фунт/100 фут²	39

Примечание:

1) анализы на определение пластической вязкости и динамического напряжения сдвига проводились при t° = 50°С;

2) проведен Центром научных лабораторных исследований Атырауского филиала ТОО «КМГ Инжиниринг» в лаборатории исследований технологий бурения скважин.

 

Условия окружающей среды: t° = 21,5°С; влажность 53,4%; давление 101,2 кПа.

Успешность продавки растворов в МКП при устранении МКД в целом зависит от высокой плотности, отсутствия взвешенной твердой фазы, низкой вязкости, низких адгезионных свойств, отсутствия кольматации и сохранения плотности.

Категории опасности скважин с МКД

По итогам определены категории опасности 10 скв. с МКД согласно мировой практике, на 4 категории, в т.ч.:

- категория 1 – скважины с МКД от 100% или больше ПДД;

- категория 2 – скважины с МКД от 50% до <100% ПДД;

- категория 3 – скважины с МКД от 25% до <50% ПДД;

- категория 4 – все другие скважины с МКД менее 25% ПДД.

Процент величины МКД от ПДД рассчитывается по формуле:

х = (P_мк*100) / Р_пр.доп. (1)

где

х – процент величины МКД от величины ПДД;

P_мк – величина межколонного давления;

Р_пр.доп. – ПДД.

Одной из технологий ликвидации МКД является метод закачки в МКП специальных составов на углеводородной основе гравитационным замещением межколонного флюида, а также возможность закачки через специальные отверстия гелеобразующего состава до источника межколонного давления.

 

Рисунок 2. Схема распределения жидкостей до и после обработки скважины в МКП при способе закачки без подхода подъемного агрегата

 

Рисунок 3. Схема распределения жидкостей до и после обработки скважины в МКП с применением специальных отверстий под технической колонной для увеличения площади заполнения кольцевого пространства (с привлечением подъемного агрегата)

 

Применение утяжеленного состава на углеводородной основе плотностью от 2,1–2,3 г/см³ основано на замещении жидкости в межколонном пространстве за счет высокой плотности, в процессе эксплуатации состав сохраняет жидкое состояние, поэтому он устойчив к внешним механическим воздействиям (отсутствие вторичных трещин). Также имеет свойство не смешиваться с водой, и за счет этого не уменьшается его плотность при контакте со скважинной жидкостью, что обеспечивает большой срок эффекта.

Расчетная часть

Значение предельно допустимого межколонного давления определялось с учетом горно-геологических условий конкретных месторождений и конструкций скважин с учетом сохранения целостности колонн, цементного камня за колоннами и продуктивного пласта (2)–(4):

[Pмк]h < Р оп h (2)

[Pмк]h < Р оп цк h (3)

[Pмк]h < Ргрп h (4)

где

[Pмк]h – предельно допустимое межколонное давление на глубине башмака колонны, МПа;

Р оп h – давление опрессовки колонны на глубине ее башмака, МПа;

Р оп цк h – давление опрессовки цементного камня за башмаком соответствующей колонны, МПа;

Ргрп h – давление гидроразрыва пласта на глубине башмака соответствующей колонны, МПа.

Давление опрессовки колонны Р оп h, цементного камня Р оп цк h, гидравлического разрыва пласта Р грп h на глубине ее башмака определялось по следующим формулам (5)–(7):

Р оп h = Роп + 0,1*g*ρж*h (5)

Р оп цк h = Роп цк + 0,1* g*ρж*h (6)

Ргрп h =dP/dh*h (7)

где

g – ускорение свободного падения, равное 9,8 м/с²;

ρж – плотность опрессовочной жидкости, кг/м³;

h – глубина спуска колонны, м;

dP/dh – градиент гидравлического разрыва пласта, МПа/м (кгс/см²/м).

Предельно допустимое межколонное давление на глубине башмака колонны [Pмк]h определялось по наименьшему из давлений, рассчитанных по формулам (5)–(7), с учетом понижающего в 2 раза коэффициента (8):

[Р мк]h = k* Рmin (8)

где

k – коэффициент безопасности, учитывающий требования охраны недр и противофонтанной безопасности;

Рmin – минимальное значение давления, Мпа.

Предельно допустимое межколонное давление, замеряемое на устье скважины, [Pмк]у, определялось по формуле (9):

[Pмк]у = [Pмк]h* e^-s (9)

где

е – основание натурального логарифма, равное 2,71828;

s – степень натурального логарифма.

Значение s определялось из выражения

s = 0,03415*(ρо*h)/(z*Тср) (10)

где

ρо – относительная плотность газа по воздуху;

z – коэффициент сверхсжимаемости газа;

Тср – средняя температура газа в интервале устье – башмак кондуктора, К.

 

Таблица 2. Давление по межколонным давлениям

Значение Рмк, МПа	Количество скважин, ед.
	Акшабулак	Нуралы	Аксай
Pмк ≤ 1,0	2	1
1,0 > Pмк ≤2,0
2,0 > Pмк ≤ 4,0	1
Pмк > 4,0	3		1
Количество скважин с Pмк / Количество эксплуатационных скважин, ед.	6	1	1

 

Определение предельно допустимой величины межколонного давления для газовых скважин месторождений проводилось по указанной методике. Используемая для расчета исходная информация приведена в табл. 3.

 

Таблица 3. Исходные данные для расчета

Наименование показателя	Обозначение	Месторождение
		Акшабулак	Нуралы	Аксай
Средняя температура газа в интервале устье – башмак кондуктора, К	Тср	289,4	289,4	287
Давление опрессовки технической колонны, МПа	Р оп	12,93	9	13,3
Давление опрессовки цементного камня за технической колонной, МПа	Р оп цк	2,93	2,84	1,89
Глубина спуска технической колонны, м	h	750	750	750
Плотность опрессовочной жидкости, кг/м³	ρж	1120	1120	1140
Градиент гидравлического разрыва пласта, МПа/м	dP/dh	0,0185	0,0185	0,0185
Относительная плотность газа по воз духу	ρо	0,978	0,835	0,835
Коэффициент сверхсжимаемости газа	z	0,64	0,64	0,64
Коэффициент безопасности	k	0,5	0,5	0,5

 

Результаты расчетов давлений, определенные по формулам (5)–(10), представлены в табл. 4.

 

Таблица 4. Результаты расчета

Обозначение давления	Значение давления, МПа
	Акшабулак	Нуралы	Аксай
Р оп h	21,2	11,1	97,1
Р оп цк h	85,3	85,2	85,7
Ргрп h	13,9	13,9	13,9
[Pмк]h	6,94	6,94	6,94
[Pмк]у	6,06	5,98	6,17

 

Результаты

Эффективность проведенных работ по ликвидации МКД с применением утяжеленного состава на углеводородной основе составила 50%. Проведенный анализ по скважинам показывает, что из 5 неэффективных скважин 1 газовая скважина, 3 скважины нагнетательного фонда и 1 нефтяная скважина.

 

Таблица 5. Эффективность проведенных работ по ликвидации МКД

№	№ скв.	Категория	Горизонт	Рм/к до проведения работ, бар	Рм/к после проведения работ, бар
1	439 Акшабулак	добывающая	Ю-III	52	0
2	295 Акшабулак	добывающая	Ю-IIIa/III	43	0
3	331 Акшабулак	нагнетательная	Ю-III	Н/Д	9
4	240 Акшабулак	нагнетательная	М-II-1	95	95
5	53 Акшабулак	нагнетательная	Ю-III	30	20
6	236 Акшабулак	добывающая	М-II-1	Н/Д	0
7	213 Акшабулак	добывающая	Ю-III	2	0
8	261 Акшабулак	добывающая	Ю-III	5,5	5
9	71 Нуралы	добывающая	М-II-3/4	5	0
10	28 Аксай	газовая	М-II-4	74	32

*Н/Д – нет данных

 

Выводы и заключения

По результатам выполненной работы, можно сделать следующие выводы:

1. Проведенный анализ и обобщение данных по ликвидации МКД в скважинах с использованием утяжеленного состава высокой плотностью на углеводородной основе гравитационным замещением межколонного флюида показывает эффективность за счет создания гидростатического давления в МКП, в основном, в добывающих скважинах. По итогам ликвидации МКД из 6 добывающих скважин положительный эффект получен в 5 скважинах, что соответствует 83% эффективности. При этом фактические данные по неэффективной скв. № 261 Акшабулак показывают на наличие газа в качестве межколонного флюида в МКП. Предполагается, что утяжеленный состав гравитационным замещением не достиг источника МКД, в будущем при выборе способа ликвидации МКД по данной конкретной скважине рекомендуется принять исходные условия, аналогичные условиям для газовых скважин.
2. Для эксплуатации скважин с наличием МКД рекомендуется подход, который применяемый в мировой практике:

• определение максимально допустимого давления в МКП, исходя из технических параметров обсадных колонн и давления гидроразрыва породы;
• далее в скважинах, где величина МКД значительно ниже максимально допустимого давления, необходимо проводить регулярный мониторинг давления в МКП и принимать меры при увеличении МКД. Исключением являются скважины с наличием сероводорода, которые требуют индивидуального подхода к каждой скважине.

3. Достичь полного решения вопросов устранения межколонного газопроявления по цементному камню не удается (на примере газовой скв. № 28 Аксай), соответственно, необходимо проведение эффективного мониторинга и управления МКД с учетом ПДД на устье скважин. Также требуется продолжение поиска эффективных способов для ликвидации МКД в нагнетательных скважинах (упругие и незатвердевающие составы) ввиду расширения эксплуатационной колонны при закачке рабочих агентов (в мкм) и образования каналов для миграции газа;
4. В целях определения глубины залегания источника МКД или заколонных перетоков рекомендуется проведение ГИС – шумометрии и термометрии. При этом рекомендуется использование современных высокочувствительных шумомеров, записывающих звук в широком диапазоне частот и малых амплитуд. Рекомендуется проведение ГИС электромагнитными приборами для определения толщины стенок внутренней и внешних колонн для расчета минимальных давлений разрыва и смятия, а также рассмотрение исследования скважин с МКД с применением трехкомпонентного геоакустического каротажа для фиксирования интенсивности упругих волн в скважине в разных направлениях и широком частотном диапазоне.
5. В целях установления единого формата работ и требований возникает необходимость разработки регламентирующего руководящего документа по мониторингу, управлению и ликвидации МКД.

About the authors

K. T. Yershiev

ТОО «СП «Казгермунай»

Author for correspondence.
Email: k.yershiev@niikmg.kz

руководитель службы аналитических исследований скважинных операций ДТИ ЦПР КМГ

Kazakhstan, Кызылорда

D. А. Akhmetov

ТОО «СП «Казгермунай»

Email: dakhmetov@kgm.kz

начальник отдела геологии

Kazakhstan, Кызылорда

Y. K. Aitkulov

ТОО «СП «Казгермунай»

Email: yaitkulov@kgm.kz

ведущий инженер департамента бурения и ремонта скважин

Kazakhstan, Кызылорда

M. Koldey

ТОО «СП «Казгермунай»

Email: mkoldey@kgm.kz

заместитель генерального директора по геологии – главный геолог

Kazakhstan, Кызылорда

A. Zh. Naukenov

ТОО «СП «Казгермунай»

Email: a.naukenov@niikmg.kz

руководитель Центра по работам КМГ

Kazakhstan, Кызылорда

M. Zh. Takinbayev

ТОО «СП «Казгермунай»

Email: m.taskinbayev@niikmg.kz

директор департамента технологических исследований ЦПР КМГ

Kazakhstan, Кызылорда

R. B. Kusherbayev

ТОО «СП «Казгермунай»

Email: rkusherbayev@kgm.kz

директор департамента бурения и ремонта скважин

Kazakhstan, Кызылорда

I. A. Tyulegenov

ТОО «СП «Казгермунай»

Email: i.tyulegenov@niikmg.kz

эксперт службы аналитических исследований скважинных операций ДТИ ЦПР КМГ

Kazakhstan, Кызылорда

A. Е. Bek

ТОО «СП «Казгермунай»

Email: a.bek@niikmg.kz

эксперт службы аналитических исследований скважинных операций ДТИ ЦПР КМГ

Kazakhstan, Кызылорда

Zh. A. Islamberdiyev

ТОО «СП «Казгермунай»

Email: zislamberdiyev@kgm.kz

ведущий геолог отдела геологии

Kazakhstan, Кызылорда

References

Supplementary files