задача, ГРП. Анализ применяемых технологий для восстановления
 Скачать 3.33 Mb.
|
|
1 АНАЛИЗ УСЛОВИЙ ВОЗНИКНОВЕНИЯ НЕГЕРМЕТИЧНОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ КОЛОННЫ 1.1 Причины возникновения негерметичности эксплуатационной колонны Проблема нарушения герметичности была актуальной на протяжении десятилетий и остается таковой по сей день. Огромное количество научных трудов освещают этот вопрос, но сузить широкий спектр причин негерметичности все еще не удалось. Эксплуатационная колонная подвергается воздействию множества факторов, поэтому точную причину нарушения герметичности для каждого отдельного случая установить очень сложно. Тем не менее, при изучении данного вопроса выделяют следующие основные проблемы: некачественное цементирование во время строительства скважины, наверно подобранная марка стали ЭК, плохое закрепление резьбовых соединений, разгерметизация в муфтовых соединениях, наличие интервалов интенсивного набора кривизны, неправильно подобранные трубы, использование агрессивных реагентов при интенсификации добычи нефти и высокоминерализованных вод при заводнении, коррозионное разрушение металла, а также высокие значения давления закачки в нагнетательных скважинах. Далее первостепенные факторы нарушения герметичности будут рассмотрены более подробно. Цементирование Для предохранения стенок скважины от обвалов горных породы, газонефтеводопроявлений (ГНВП), а также для изолирования продуктивных пластов стенки укрепляют обсадными трубами, которые, в свою очередь, крепятся к скважине с помощью цементного, или тампонажного, раствора. Если эта операция выполнена качественно, то внешняя часть ЭК защищена от воздействия флюида. В противном же случае трубы будут подвержены не только возникающим нагрузкам и давлениям, но и коррозии. На рисунке 1 представлены некоторые проблемы, возникающие вследствие плохого цементирования. 14 Рисунок 1 – Последствия некачественного цементирования: а – плохое сцепление на границах разделов; б – образование водяных поясов из-за седиментационной неустойчивости тампонажного раствора; в – формирование зазоров в результате сильной усадки Глубина скважин может достигать нескольких тысяч метров, а в Западной Сибири это значение составляет в среднем от 1,5 до 2,5 км. Зачастую выше продуктивных горизонтов находятся пласты, не являющиеся нефте- или газонасыщенными и не представляющие интереса для разработки. Такие непродуктивные участки зачастую содержат высокоминерализованную воду, которая является агрессивной средой и приводит к коррозии металлов. При неправильном подборе состава тампонажного раствора или при технологических нарушениях в процессе цементирования скважины отдельные участки обсадной колонны (ОК) будут подвержены воздействию флюида. Оказываемое на стенку трубы давление приводит к деформации колонны, растяжению металла и, как следствие, нарушению герметичности. Марка стали эксплуатационной колонны В процессе добычи нефти и газа колонны испытывают нагрузки, возникающие как внутри – при поднятии флюида по стволу скважины, так и снаружи – под воздействием внешних источников в интервалах некачественного цементирования. Помимо этого, влияние оказывает изменение температуры, так как с увеличением глубины на 100 м температура повышается в среднем на 3- 4°С. Таким образом, динамическое и термическое воздействия не постоянны во времени и по длине эксплуатационной колонны, поэтому предварительно 15 проводят расчеты на механическую прочность, исходя из которых подбирают материал труб. Согласно стандарту, изготовление труб по точности и качеству выполняют в двух исполнениях: А и Б. Прочность труб нефтяного сортамента зависит от марки стали и характеризуется группой прочности, которая в зависимости от набора характеристик обозначается буквой (Д, К, Е, Л, М, Р и Т). Трубы и муфты должны быть изготовлены из стали одной и той же группы прочности. Допускается изготовление трубы с муфтами из стали с более высокими механическими свойствами. Нарушения регламента и пренебрежение существующими рекомендациями могут являться причиной нарушения герметичности ЭК. Все показатели регламентируются ГОСТ 632-80 [1] и представлены в таблице 1. Таблица 1 – Характеристики стали разных групп прочности [1] Наименование показателя Норма механических свойств для стали групп прочности Д К E Л М Р Т Исполнение Исполнение Б А Б Временное сопротивление, не менее, МПа (кгс/см) 655 (66,8) 637 (65,0) 687 (70,0) 689 (70,3) 758 (77,3) 862 (87,9) 1000 (101,9) 1103 (112,5) Предел текучести: не менее, МПа (кгс/мм) 379 (38,7) 373 (38,0) 490 (50,0) 552 (56,2) 655 (66,8) 758 (77,3) 930 (94,9) 1034 (105,5) не более, МПа (кгс/мм) 552 (56,2) - - 758 (77,3) 862 (87,9) 965 (98,4) 1137 (116,0) 1241 (126,5) Относительное удлинение, %, не менее 14,3 16,0 12,0 13,0 12,3 10,8 9,5 8,5 Резьбовые соединения Важную роль в герметичности эксплуатационной колонны играет качество резьбовых соединений и степень скручивания колонн между собой. Очередная труба наворачивается на обсадную колонну специальным гидравлическим ключом, на котором установлен моментомер, определяющий 16 усилие наворота. В случае неисправности прибора происходит неполное скручивание. Также для герметичности в муфтовых соединениях ОК используют специальную смазку, то есть смазочным работам тоже необходимо уделять повышенное внимание. При таких процессах, как цементирование, промывка, соляно-кислотная обработка скважин, гидравлический разрыв пласта и других, в ходе которых проходит нагнетание рабочего агента в скважину, воздействие на стенки эксплуатационной колонны и особенно на резьбовые соединения достаточно велико. В том случае, если колонны не завинчены должным образом, жидкость проникает в образованные пустоты и давит на металл, вследствие чего может произойти срыв резьбового соединения либо в этих местах металл будет подвержен коррозии. Также сквозь данные места возможно нежелательное и иногда губительное течение флюида как из пласта в скважину, так и из скважины в пласт. Коррозионная среда Природный газ и нефть не являются коррозионно-активными средами, но содержат в своем составе коррозионные агенты, например, воду и кислород, а также различные примеси в виде сернистых и кислородсодержащих соединений. На степень агрессивности производных серы влияет их строение: наиболее опасными являются элементарная сера, меркаптаны и сероводород. Эти соединения, помимо усиления коррозионной способности нефти и природного газа, ухудшают технические характеристики стали, делают ее более хрупкой, то есть не способной воспринимать приложенные к оборудованию нагрузки. Анализ факторов, влияющих на внутреннюю коррозию оборудования, показал, что локальные коррозионные разрушения начинают проявляться, когда обводненность нефти достигает 50%, и водонефтяная эмульсия становится нестабильной, то есть, когда начинают выделяться отдельные капли воды. Для таких дисперсных систем агрессивность воздействия зависит от присутствия и концентрации агрессивных компонентов, скорости движения, температуры, 17 содержания коррозивных микроорганизмов, взвешенных частиц, минерализации и pH среды, условий расслоения эмульсии и осадков. Наиболее опасна коррозионная среда в том случае, когда изготовители металлического оборудования не принимают мер антикоррозионной защиты. На данный момент на стальные изделия и конструкции либо совсем не наносят защитное покрытие, либо оно настолько слабо, что не способно выдержать длительную эксплуатацию. Поэтому одной из наиболее актуальных проблем негерметичности эксплуатационных колонн (и большинства оборудования нефтедобывающей и нефтеперерабатывающей отрасли) является высокая корродируемость материала. Последствия воздействия агрессивной среды на металл представлены на рисунке 2. Рисунок 2 – Коррозионное поражение подземного оборудования добывающих скважин В случае закачки воды в нагнетательные или каких-либо реагентов в добывающие скважины необходимо учитывать степень минерализации, количество взвешенных частиц (КВЧ), химический состав жидкости, так как это влияет на состояние металла ЭК. Воздействие механических примесей и агрессивных компонентов может привести к коррозионному разрушению внутренней поверхности колонны, что впоследствии вызовет растрескивание и негерметичность. Таким образом, спектр причин нарушения герметичности ЭК очень широк: от брака при производстве и несоблюдения правил при транспортировке 18 до применения пагубно влияющих технологий в процессе добычи нефти и газа и условий эксплуатации скважин в целом. 1.2 Анализ последствий негерметичности эксплуатационной колонны Проблема негерметичности ЭК добывающих и нагнетательных скважин на месторождениях Западной Сибири ежегодно становится острее и актуальнее, так как возраст большей части фонда скважин достигает нескольких десятков лет, и вероятность их вывода из строя постоянно возрастает. Говоря о последствиях данной проблемы, необходимо отметить, что их немного, но они критичны. Главный фактор, проявляющийся вследствие нарушения герметичности ЭК, – это резкий рост обводненности продукции. Дебит воды увеличивается за счет ее притока из ранее не вскрытого пласта. Очевидно, что высокие значения обводненности будут достигнуты в любом случае, так как основным, самым распространенным и применяемым почти на всех нефтегазовых месторождениях методом увеличения нефтеотдачи пластов является заводнение. Таким образом, изменения количества добываемой нефти и воды с учетом процесса искусственного поддержания пластового давления (ППД) являются запланированными и рассчитанными, а все показатели моделируются согласно проекту разработки, в котором заранее подразумевается ввод нагнетательных скважин, определены их количество и порядок запуска, а также сетка размещения скважин на объекте. Внезапный рост дебита воды, вызванный нарушением герметичности ЭК, приводит к отклонению процесса и, помимо этого, создает ряд трудностей. Для того, чтобы провести подсчет имеющейся в недрах нефти с помощью объемного метода, необходимо иметь данные по положению водонефтяного контакта (ВНК), так как от этого напрямую зависит расчётное значение геологических запасов. Также известно, что от уровня ВНК зависят положения внутреннего и внешнего контуров нефтеносности. В частности, по этим данным принимаются решения о проведении опытно-промышленных работ. 19 В процессе разработки месторождения уровень ВНК необходимо постоянно отслеживать не только для уточнения запасов, но и для оперативного вмешательства в случае приближения ВНК к перфорированной части скважины. Если уровень поднимется высоко, то может образоваться конус обводнения, из- за чего некоторая часть нефти не будет извлечена на поверхность. Это явление представлено на рисунке 3. Рисунок 3 – Конус обводнения Из вышеизложенного следует, что в процессе изучения и разработки промышленного объекта важным параметром является уровень ВНК. Негерметичность колонны и, как следствие, резкий рост обводненности, делают невозможным определение и мониторинг этого параметра. Также в случае разработки однопластового объекта данные по обводнению скважин используются для контроля за процессом заводнения. Неверная информация из-за поступления воды в скважину через трещины и отверстия в колонне делает невозможным осуществление эффективных действий, направленных на увеличение коэффициентов охвата и вытеснения. Рассмотрим еще одно последствие данной проблемы. При смешивании воды с нефтью меняются реологические свойства добываемого флюида. Было установлено, что при увеличении доли воды в водонефтяной эмульсии (ВНЭ) до определенного (критического) значения вязкость увеличивается, затем 20 происходит инверсия эмульсии, то есть дисперсионной средой становится вода, а дисперсной фазой – нефть, и вязкость начинает снижаться. Графическое представление данного эффекта представлено на рисунке 4. Рисунок 4 – График зависимости вязкости водонефтяной эмульсии от содержания воды в ней В работе [2] авторами была исследована продукция месторождения, расположенного в Приволжском федеральном округе. Установлено, что в интервале обводнения продукции от 40 до 75% создается водонефтяная эмульсия, которая снижает коэффициент подачи насоса. Это напрямую связано с увеличением вязкости дисперсной системы. Как отмечают авторы, при добавлении воды до критического значения вязкость ВНЭ увеличивается в десятки и даже сотни раз по сравнению с изначальной вязкостью нефти. Также следует учитывать, что в таком случае повышается нагрузка на погружной электродвигатель (ПЭД), возрастают токи и, соответственно, температура оборудования. В конечном счете может перегореть кабель либо сработает защита от перегруза ПЭД и скважина остановится. Следовательно, будет потеря времени на ремонт, что скажется на объемах добычи нефти. Кроме того, в статье [2] была установлена зависимость коррозионной активности добываемой продукции от содержания в ней воды. Так, например, хлориды, содержащиеся в нефти, при взаимодействии с водой гидролизуются и образуют соляную кислоту, под действием которой происходит интенсивное разрушение металла [3]. Также известно, что пластовые воды обладают 21 повышенной минерализацией. Содержащиеся в них примеси при взаимодействии с металлом могут оказывать активное воздействие на развитие коррозии. Эмпирическая зависимость коррозионной активности скважинной продукции от содержания в ней воды представлена на рисунке 5. Рисунок 5 – Изменение агрессивности скважинной продукции от обводнения [2] Еще одной зависимостью, установленной в ходе исследования [2], стало влияние обводненности на отложения солей. В целом закономерностей обнаружено не было, за исключением сульфида железа FeS. Данная соль откладывается на оборудовании тем интенсивнее, чем больше воды в добываемой продукции. Значительные объемы выпавшего осадка FeS могут стать причиной срыва подачи электроцентробежного насоса (ЭЦН) и остановки скважины. Также при взаимодействии сульфида железа с соляной кислотой образовывается сероводород, который известен своими корродирующими свойствам. Помимо вышеназванных проблем, нарушение герметичности сказывается и на экономической части процесса добычи. Наличие пластовой воды в нефти значительно удорожает ее доставку по трубопроводам, а также переработку. Возрастание транспортных затрат связано не только с транзитом балластной воды, но и с повышением вязкости эмульсии. Помимо этого, увеличиваются эксплуатационные затраты на обессоливание и обезвоживание промысловой нефти. Высокое содержание балластной воды обуславливает 22 существенные капитальные затраты на объекты системы сбора и промыслового транспорта скважинной продукции, 80% мощностей которых заполнено водой и не приносит деньги проекту. В результате часть месторождений оказываются за гранью рентабельности и их разработка останавливается, а накопленная инфраструктура становится невостребованной нагрузкой. Немаловажным вопросом является экологическая обстановка: на ней тоже сказывается нарушение герметичности ЭК. Негерметичные интервалы могут находиться в вышележащих горизонтах с пресными водами, то есть существует угроза их загрязнений в процессе проведения различных операций (например, при промывке скважины) либо вследствие внутрискважинного перетока жидкости из пласта в пласт. Кроме того, если продукция скважины обводнена, необходима сепарация. Даже когда в резервуарах или отстойниках происходит отделение пластовой воды от нефти, часть углеводородов все равно остается в воде в виде эмульсии, и в случае сброса это загрязняет сточные воды. Таким образом, главным следствием нарушения герметичности ЭК является резкий рост содержания воды в скважинной продукции. Данная проблема оказывает влияние сразу на три составляющих процесса разработки месторождения: технологическую, экономическую и экологическую. Следует отметить, что устранение негерметичности – это самый сложный и дорогостоящий вид ремонтно-изоляционных работ. При этом успешность действий обычно достигается не с первого раза, а эффект может продлиться недолго, то есть потребуется снова останавливать скважину и проводить ремонт. Отчасти по этой причине многие скважины, в которых произошло нарушение герметичности ЭК, через некоторое время становятся нерентабельными. 1.3 Анализ геологических условий, влияющих на нарушение герметичности эксплуатационной колонны Геологический разрез Западной Сибири представляет собой чередование глин, глинистых сланцев, алевролитов и песчаников. Характерным для всех месторождений является наличие массивных толщ глинистых отложений в интервалах 300-1100 м (чеганская, люлиноворская, талицкая, ганькинская, 23 березовская, кузнецовская свиты) и 1800-2000 м (алымская свита). Установлено, что в интервалах глинистых пород стенки скважины склонны к осыпям и обвалам, также часто наблюдаются образование каверн и шламовых пробок [5]. Влияние геологических условий на герметичность эксплуатационной колонны в процессе добычи нефти сказывается слабо. Основной эффект проявляется во время бурения, поэтому далее будут рассмотрены аспекты, которые необходимо учитывать при строительстве скважины. Горные породы обладают рядом физико-механическими свойствами, к которым относятся: прочность, упругость, пластичность, хрупкость, твёрдость, абразивность, плотность, пористость, водопроницаемость, плывучесть и устойчивость. Исходя из данных, полученных в ходе геологоразведочных работ, и учитывая свойства составляющих пласты пород, необходимо тщательно подобрать инструменты и продумать технологию бурения скважины, чтоб избежать неприятных последствий. Одним из таких последствий является нарушение герметичности ЭК, возникающее по ряду причин. Ползучесть горных пород Явление ползучести проявляется при прохождении ствола скважины через высокопластичные породы. Такими породами считаются глины, глинистые сланцы, песчанистые глины, аргиллиты, ангидриты или соляные породы. Как правило, под воздействием внешних напряжений им свойственно со временем деформироваться. В случае, если в скважине отсутствует обсадная колонна, породы не могут оказать должное противодавление на пласт, из-за чего начинают заполнять ствол, то есть ползти. Если же обсадная колонна спущена и зацементирована, то этот «экран» ограничивает деформацию пород, но при этом цементное кольцо и сама колонна испытывают нагрузки ползучести, которые со временем непрерывно увеличиваются [4]. Породы давят на цемент или ее стенки, вследствие чего происходят вмятины – потенциальные места нарушения герметичности. Данное явление заметно тем сильнее, чем больше глубина и выше пластовая температура. 24 Процесс ползучести в общем можно разделить на три стадии. Первая стадия называется первичной или переходной ползучестью. Она следует за мгновенной упругой деформацией, и скорость деформирования со временем уменьшается, давая выпуклую кривую ползучести. Вторая стадия — стадия вторичной или равномерной ползучести, когда скорость деформации постоянна и кривая ползучести представляет собой прямую линию. В течение третьей стадии появляются и быстро развиваются трещины, так что скорость деформации возрастает и объект, наконец, разрушается. Эта стадия называется третичной, или ускоренной, ползучестью. Из-за того, что горные породы находятся в трехосном напряженном состоянии, третья стадия не наступает [4]. График ползучести представлен на рисунке 6. Рисунок 6 – Три стадии кривой ползучести При креплении стенок скважины обсадной колонной в области пород, склонных к ползучести, целесообразно устанавливать трубы с большей толщиной стенки, чем обычно, в целях предотвращения смятия колонны [5]. |