Вестник нефтегазовой отрасли Казахстана

2707-42262957-806X

KMG Engineering

88919

10.54859/kjogi88919

Научная статья

Обобщение опыта применения гравитационного способа ликвидации межколонного давления

Ершиев

Кайрат Турланович

руководитель службы аналитических исследований скважинных операций ДТИ ЦПР КМГ; Атырауский филиалk.yershiev@niikmg.kzАхметов

Думан Аманбекович

начальник отдела геологииdakhmetov@kgm.kzАйткулов

Ербол Колдасович

ведущий инженер департамента бурения и ремонта скважинyaitkulov@kgm.kzКолдей

М.

заместитель генерального директора по геологии – главный геологmkoldey@kgm.kzНаукенов

Азамат Жакенович

руководитель Центра по работам КМГ; Атырауский филиалa.naukenov@niikmg.kzТаскинбаев

Малик Жаксылыкович

директор департамента технологических исследований ЦПР КМГ; Атырауский филиалm.taskinbayev@niikmg.kzКушербаев

Рысбек Болатович

директор департамента бурения и ремонта скважинrkusherbayev@kgm.kzТюлегенов

Ильдар Агдасович

эксперт службы аналитических исследований скважинных операций ДТИ ЦПР КМГ; Атырауский филиалi.tyulegenov@niikmg.kzБек

А. Е.

эксперт службы аналитических исследований скважинных операций ДТИ ЦПР КМГ; Атырауский филиалa.bek@niikmg.kzИсламбердиев

Жарас Асанулы

ведущий геолог отдела геологииzislamberdiyev@kgm.kz

ТОО «КМГ Инжинирнг»ТОО «СП «Казгермунай»

30112021

334351

23112021

2021

В данной статье приведены анализ и обобщение опыта применения гравитационного способа ликвидации межколонного давления в скважинах месторождений ДЗО АО НК «КазМунайГаз». Для анализа были использованы фактические данные, полученные непосредственно при проведении работ по ликвидации межколонного давления в скважинах с использованием утяжеленного состава на углеводородной основе гравитационным замещением межколонного флюида.

annular pressureannular spacecompositional compositiongravity method

бағана аралық қысымбағана аралық кеңістіксалмақтық құрамауырлық күші әдісі

межколонное давлениемежколонное пространствоутяжеленный составгравитационный способ

<h3>Введение</h3> 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: <ul> <li>негерметичность резьбовых соединений обсадных колонн;</li> <li>несовершенство цементного кольца в заколонном пространстве;</li> <li>недоподъем цемента до устья в межколонном пространстве при строительстве скважин;</li> <li>негерметичность уплотнительных элементов оборудования.</li> </ul> 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: <ul> <li>эксплуатация скважины при негерметичности, наличии межколонного проявления (давления) и неисправности наземного оборудования не допускается;</li> <li>при обнаружении давления в межколонном пространстве проводятся исследования и принимаются оперативные меры по устранению причины перетока.</li> </ul> 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: <ol> <li>Классический способ.</li> </ol> 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. <ol start="2"> <li>Гравитационный способ.</li> </ol> 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: <ol> <li>высокая проникающая способность при низких значениях приемистости скважин;</li> <li>простота приготовления;</li> <li>высокие газоизоляционные свойства (газонепроницаемость);</li> <li>стойкость к различным переменным нагрузкам;</li> <li>невысокая стоимость выполнения изоляционных работ.</li> </ol> <h3>Основная часть</h3> 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. <center> <div class="preview fancybox" style="text-align: center;"><a title="Рисунок 1. Сравнение размеров измельченного барита со стандартным баритом" href="/files/journals/130/articles/88919/supp/88919-176926-1-SP.jpg" rel="simplebox"><img style="max-height: 300px; max-width: 300px;" src="/files/journals/130/articles/88919/supp/88919-176926-1-SP.jpg" /></a></div> </center> Рисунок 1. Сравнение размеров измельченного барита со стандартным баритом Применение состава плотностью 2,12,3 г/см 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 <table> <tbody> <tr> <td> № </td> <td> Определяемый показатель </td> <td> Нормативный документ на метод испытания </td> <td> Ед. изм. </td> <td> Результат </td> </tr> <tr> <td> 1 </td> <td> Плотность </td> <td> СТ РК ИСО 10414-1-2012 п. 4 </td> <td> г/см </td> <td> 2,20 </td> </tr> <tr> <td> 2 </td> <td> Пластическая вязкость </td> <td> СТ РК ИСО 10414-1-2012 п. 6 </td> <td> сП </td> <td> 90 </td> </tr> <tr> <td> 3 </td> <td> Динамическое напряжение сдвига </td> <td> СТ РК ИСО 10414-1-2012 п. 4 </td> <td> фунт/100 фут </td> <td> 39 </td> </tr> </tbody> </table> Примечание: 1) анализы на определение пластической вязкости и динамического напряжения сдвига проводились при t = 50С; 2) проведен Центром научных лабораторных исследований Атырауского филиала ТОО КМГ Инжиниринг в лаборатории исследований технологий бурения скважин. Условия окружающей среды: t = 21,5С; 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. <h3>Категории опасности скважин с МКД</h3> 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 = (Pмк*100) / Рпр.доп. (1) где х процент величины МКД от величины ПДД; Pмк величина межколонного давления; Рпр.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. <center> <div class="preview fancybox" style="text-align: center;"><a title="Рисунок 2. Схема распределения жидкостей до и после обработки скважины в МКП при способе закачки без подхода подъемного агрегата" href="/files/journals/130/articles/88919/supp/88919-176928-1-SP.jpg" rel="simplebox"><img style="max-height: 300px; max-width: 300px;" src="/files/journals/130/articles/88919/supp/88919-176928-1-SP.jpg" /></a></div> </center> Рисунок 2. Схема распределения жидкостей до и после обработки скважины в МКП при способе закачки без подхода подъемного агрегата <center> <div class="preview fancybox" style="text-align: center;"><a title="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)" href="/files/journals/130/articles/88919/supp/88919-176929-1-SP.jpg" rel="simplebox"><img style="max-height: 300px; max-width: 300px;" src="/files/journals/130/articles/88919/supp/88919-176929-1-SP.jpg" /></a></div> </center> 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 2,12,3 г/см 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. <h3>Расчетная часть</h3> 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*ж*h (5) Р оп цк h = Роп цк + 0,1* g*ж*h (6) Ргрп h =dP/dh*h (7) где g ускорение свободного падения, равное 9,8 м/с; ж плотность опрессовочной жидкости, кг/м; h глубина спуска колонны, м; dP/dh градиент гидравлического разрыва пласта, МПа/м (кгс/см/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*(о*h)/(z*Тср) (10) где о 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 <table> <tbody> <tr> <td rowspan="2"> Значение Рмк, МПа </td> <td colspan="3"> Количество скважин, ед. </td> </tr> <tr> <td> Акшабулак </td> <td> Нуралы </td> <td> Аксай </td> </tr> <tr> <td> Pмк 1,0 </td> <td> 2 </td> <td> 1 </td> <td></td> </tr> <tr> <td> 1,0 Pмк 2,0 </td> <td></td> <td></td> <td></td> </tr> <tr> <td> 2,0 Pмк 4,0 </td> <td> 1 </td> <td></td> <td></td> </tr> <tr> <td> Pмк 4,0 </td> <td> 3 </td> <td></td> <td> 1 </td> </tr> <tr> <td> Количество скважин с Pмк / Количество эксплуатационных скважин, ед. </td> <td> 6 </td> <td> 1 </td> <td> 1 </td> </tr> </tbody> </table> 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 <table> <tbody> <tr> <td rowspan="2"> Наименование показателя </td> <td rowspan="2"> Обозначение </td> <td colspan="3"> Месторождение </td> </tr> <tr> <td> Акшабулак </td> <td> Нуралы </td> <td> Аксай </td> </tr> <tr> <td> Средняя температура газа в интервале устье башмак кондуктора, К </td> <td> Тср </td> <td> 289,4 </td> <td> 289,4 </td> <td> 287 </td> </tr> <tr> <td> Давление опрессовки технической колонны, МПа </td> <td> Р оп </td> <td> 12,93 </td> <td> 9 </td> <td> 13,3 </td> </tr> <tr> <td> Давление опрессовки цементного камня за технической колонной, МПа </td> <td> Р оп цк </td> <td> 2,93 </td> <td> 2,84 </td> <td> 1,89 </td> </tr> <tr> <td> Глубина спуска технической колонны, м </td> <td> h </td> <td> 750 </td> <td> 750 </td> <td> 750 </td> </tr> <tr> <td> Плотность опрессовочной жидкости, кг/м </td> <td> ж </td> <td> 1120 </td> <td> 1120 </td> <td> 1140 </td> </tr> <tr> <td> Градиент гидравлического разрыва пласта, МПа/м </td> <td> dP/dh </td> <td> 0,0185 </td> <td> 0,0185 </td> <td> 0,0185 </td> </tr> <tr> <td> Относительная плотность газа по воз духу </td> <td> о </td> <td> 0,978 </td> <td> 0,835 </td> <td> 0,835 </td> </tr> <tr> <td> Коэффициент сверхсжимаемости газа </td> <td> z </td> <td> 0,64 </td> <td> 0,64 </td> <td> 0,64 </td> </tr> <tr> <td> Коэффициент безопасности </td> <td> k </td> <td> 0,5 </td> <td> 0,5 </td> <td> 0,5 </td> </tr> </tbody> </table> Результаты расчетов давлений, определенные по формулам (5)(10), представлены в табл. 4. Таблица 4. Результаты расчета <table> <tbody> <tr> <td rowspan="2"> Обозначение давления </td> <td colspan="3"> Значение давления, МПа </td> </tr> <tr> <td> Акшабулак </td> <td> Нуралы </td> <td> Аксай </td> </tr> <tr> <td> Р оп h </td> <td> 21,2 </td> <td> 11,1 </td> <td> 97,1 </td> </tr> <tr> <td> Р оп цк h </td> <td> 85,3 </td> <td> 85,2 </td> <td> 85,7 </td> </tr> <tr> <td> Ргрп h </td> <td> 13,9 </td> <td> 13,9 </td> <td> 13,9 </td> </tr> <tr> <td> [Pмк]h </td> <td> 6,94 </td> <td> 6,94 </td> <td> 6,94 </td> </tr> <tr> <td> [Pмк]у </td> <td> 6,06 </td> <td> 5,98 </td> <td> 6,17 </td> </tr> </tbody> </table> <h3></h3> <h3>Результаты</h3> 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 <table> <tbody> <tr> <td> № </td> <td> № скв. </td> <td> Категория </td> <td> Горизонт </td> <td> Рм/к до проведения работ, бар </td> <td> Рм/к после проведения работ, бар </td> </tr> <tr> <td> 1 </td> <td> 439 Акшабулак </td> <td> добывающая </td> <td> Ю-III </td> <td> 52 </td> <td> 0 </td> </tr> <tr> <td> 2 </td> <td> 295 Акшабулак </td> <td> добывающая </td> <td> Ю-IIIa/III </td> <td> 43 </td> <td> 0 </td> </tr> <tr> <td> 3 </td> <td> 331 Акшабулак </td> <td> нагнетательная </td> <td> Ю-III </td> <td> Н/Д </td> <td> 9 </td> </tr> <tr> <td> 4 </td> <td> 240 Акшабулак </td> <td> нагнетательная </td> <td> М-II-1 </td> <td> 95 </td> <td> 95 </td> </tr> <tr> <td> 5 </td> <td> 53 Акшабулак </td> <td> нагнетательная </td> <td> Ю-III </td> <td> 30 </td> <td> 20 </td> </tr> <tr> <td> 6 </td> <td> 236 Акшабулак </td> <td> добывающая </td> <td> М-II-1 </td> <td> Н/Д </td> <td> 0 </td> </tr> <tr> <td> 7 </td> <td> 213 Акшабулак </td> <td> добывающая </td> <td> Ю-III </td> <td> 2 </td> <td> 0 </td> </tr> <tr> <td> 8 </td> <td> 261 Акшабулак </td> <td> добывающая </td> <td> Ю-III </td> <td> 5,5 </td> <td> 5 </td> </tr> <tr> <td> 9 </td> <td> 71 Нуралы </td> <td> добывающая </td> <td> М-II-3/4 </td> <td> 5 </td> <td> 0 </td> </tr> <tr> <td> 10 </td> <td> 28 Аксай </td> <td> газовая </td> <td> М-II-4 </td> <td> 74 </td> <td> 32 </td> </tr> </tbody> </table> *Н/Д нет данных <h3></h3> <h3>Выводы и заключения</h3> По результатам выполненной работы, можно сделать следующие выводы: <ol> <li>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.</li> <li>Для эксплуатации скважин с наличием МКД рекомендуется подход, который применяемый в мировой практике:</li> </ol> <ul> <li>определение максимально допустимого давления в МКП, исходя из технических параметров обсадных колонн и давления гидроразрыва породы;</li> <li>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.</li> </ul> <ol start="3"> <li>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;</li> <li>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.</li> <li>В целях установления единого формата работ и требований возникает необходимость разработки регламентирующего руководящего документа по мониторингу, управлению и ликвидации МКД.</li> </ol>

Технологический регламент на работы по ликвидации межколонных давлений и грифонообразований АО «Эмбамунайгаз». – Филиал ТОО «КМГ Инжиниринг» «Каспиймунайгаз» в г. Атырау, 2019 г.

Кашкапеев С.В., Новиков С.С. – Особенности образования межколонных давлений в скважине и комплекс исследований для их диагностики. – Газовая промышленность, 2018, № 8, https://neftegas.info/.

Губина И.А. Определение предельно допустимого межколонного давления при эксплуатации скважин на месторождениях Крайнего Севера. – Нефть и газ, журнал ТюмГНГУ, г. Тюмень, 2010.

Методические рекомендации по управлению скважинами с межколонными давлениями на месторождениях ТОО «Казахойл Актобе». – ТОО «Каспиан Энерджи Ресерч», Атырау, 2012.