задача, ГРП. Анализ применяемых технологий для восстановления
 Скачать 3.33 Mb.
|
|
Растворение горных пород Следующим осложнением является растворение. Оно происходит при прохождении ствола соляных пород. Такие породы способны растворяться под воздействием потока жидкости. Интенсивное кавернообразование, а в крайне тяжелых случаях – потеря ствола скважины – являются характерными признаками данного явления. Для эксплуатационной колонны данная проблема влечет за собой несколько последствий. Первое, на чем скажется кавернообразование, – это с большой вероятностью нарушение технологии 25 спуска колонны, то есть отклонение от проектной траектории, трение о стенки скважины, сальникообразование. Следующим шагом кавернообразование повлияет на низкое качество цементирования, так как возрастет поглощающая способность породы в данном интервале. Следовательно, в вышеуказанных случаях возникнет риск нарушения герметичности. И еще одним следствием каверн может стать повышенная ползучесть и обрушение горных пород, что, помимо нагрузки на колонну, приведет к интенсивному выносу частиц и закупорке перфорационных отверстий, в связи с чем снизится дебит и появится необходимость в проведении операций по очистке ПЗП, а также в установке фильтра. Многолетнемерзлые породы Особого внимания и подхода требует бурение скважин в многолетнемерзлых породах (ММП). При высокой льдистости ММП процесс значительно осложняется, что выражается в проявлении следующих проблем: размывы устьев, грифоны, разрушение фундаментов, повышенное кавернообразование, обрывы обсадных колонн, просадки шахтовых направлений, кондукторов, привышечных сооружений и буровых установок в целом. Это является следствием того, что в интервалах распространения ММП сцементированные льдом песчано-глинистые отложения разрушаются и легко размываются потоком бурового раствора [6]. В интервале ММП сложно выполнить качественное цементирование скважины и крепление ее ствола, поскольку в кавернах происходит застой бурового раствора, и его почти невозможно оттуда вытеснить с помощью тампонажного раствора. По этой причине цементирование чаще всего получается односторонним, а цементное кольцо остается несплошным. Такие условия способствуют наличию межпластовых перетоков и смятия колонн, что впоследствии приведет к нарушению герметичности ЭК. В процессе строительства скважина взаимодействует с мерзлыми породами не только на физико-химическом уровне. Особое влияние на устойчивость стенок ствола скважины в ММП оказывает не что иное, как 26 тепловое воздействие. Буровой раствор обычно имеет положительную температуру, и в результате взаимодействия с ММП он расплавляет лед, заполняющий поры, в результате чего стенка скважины становится неустойчивой и разрушается. С ростом температуры бурового раствора, увеличивается и интенсивность образования каверн, а также частота осыпей и обвалов стенок. Проблемы бурения и эксплуатации скважин в районах, осложненных наличием ММП, не прекращаются после спуска кондуктора и укрепления стенок обсадными колоннами. Опыт показывает: если использовать буровой раствор с температурой ниже 0, то может случиться обратное промерзание ММП, до этого растепленных скважиной, а также бурового раствора, который застрял в кавернах. То же самое наблюдается и при длительных остановках. Как итог, по периметру колонны возникает неравномерное внешнее давление, в результате приводящее к их слому [7]. Очередной сложностью при эксплуатации скважин, построенных в районах ММП, может стать повышенное гидратообразование. Отложения данных продуктов на стенках создают условия для повышенного давления на определенные участки ЭК, что в конечном счете разрушает металл. Причем после остановки скважины она может стать полностью заблокированной газогидратами, что вызовет серьезные трудности при ее запуске. Известно, что горные породы, залегающие ниже ММП, имеют положительную температуру, причем по мере углубления она возрастает в соответствии с градиентом. Так, на глубине 2500 м температура горных пород может принимать значение от 65 до 85°С. Обсадная колонна в области ММП подвержена многократному растеплению и промерзанию. В конечном счете образуются трещины. Таким образом, при бурении ММП возникают следующие осложнения: - интенсивное кавернообразование, осыпи и обвалы пород; - недопуск обсадных колонн до проектной глубины, недоподъем цемента за направлением, кондуктором, разгерметизация резьбовых соединений, смятие 27 обсадных колонн, НКТ при обратном промерзании в случаях длительных простоях, консервации скважин; - примерзание спускаемых обсадных колонн к стенке скважины в интервале залегания ММП в зимний период; - выбросы бурового раствора, воды, газа из-за наличия зажатых межмерзлых вод и пропластков гидратов. Во избежание нарушения герметичности ЭК в районах залегания ММП материал труб должен быть подобран таким образом, чтобы выдерживать давления, возникающие при циклических растеплении и промерзании. Если прочность будет недостаточной, необходимо осуществлять контроль температуры затрубного и межтрубного пространства посредством периодических прогревов и замораживаний, чтобы избежать смятия колонн и нарушений в резьбовых соединениях [8]. Аномально высокие пластовые давления (АВПД) Аномально высокое пластовое давление – это давление, действующее на флюиды (воду, нефть, газ), содержащиеся в поровом пространстве породы, величина которого превышает значение нормального (гидростатического) [9]. Высокое давление флюида необходимо учитывать при проектировании конструкции скважин и технологии бурения, иначе существуют риски возникновения аварийных ситуаций и осложнений, таких как ГНВП, открытые фонтаны, а в дальнейшем и смятия обсадных колонн. АВПД серьезно осложняют не только бурение и испытание продуктивных скважин, но и напрямую влияют на качество крепления скважин, нарушение целостности обсадных колонн при эксплуатации, то есть на потерю герметичности ЭК, и в конечном итоге могут привести к преждевременному выходу из строя самой скважины [10]. Также стоит отметить, что в статье [11] был проведен анализ влияния различных факторов на нарушение герметичности ЭК. Автор приходит к выводу, что геологические факторы влияют незначительно на частоту появления негерметичности. Решающими факторами являются строгое соблюдение 28 технологии в процессах строительства и эксплуатации скважин, а также грамотный подбор оборудования с учетом всех физико-механических свойств горных пород, слагающих разрез объекта разработки. 1.4 Обзор отечественных и зарубежных технологий ликвидации негерметичности эксплуатационной колонны Вопрос о восстановлении герметичности как обсадных, так и эксплуатационных колонн становится тем острее и актуальнее, чем старше фонд скважин, находящихся в действии. Добыча нефти на территории России началась в середине 19 века, но активный процесс поиска и открытия залежей горючих ископаемых пришелся по послевоенный период. Множество месторождений, находящихся в разработке на данный момент, были открыты несколько десятков лет назад и находятся на последних стадиях. Как следствие, нынешний фонд скважин имеет очень старое оборудование, в том числе и эксплуатационные колонны. Таким образом, тенденция роста обводненности добываемой продукции и вывода скважин из действующего фонда является весьма обоснованной. Существующие методы по восстановлению герметичности делятся на несколько видов. Как правило, устранение дефектов происходит с помощью использования технических средств либо применением технологий. Еще в первой четверти 20 века описывались работы по перекрытию участков скважины с нарушениями, откуда поступала вода, с помощью различных технических средств, в том числе колонн герметичных труб. Уже тогда были известны свойства портландцемента и методика его закачивания [12]. В зарубежных странах подход был приблизительно такой же. Ввиду дешевизны и простоты способа, а также обширности его применения, цементирование негерметичных участков сразу стало популярным, как только появилась проблема устранения дефектных интервалов. Этот метод можно считать традиционным, так как опыт применения тампонажных растворов при борьбе с трещинами и перфорационными отверстиями известен уже несколько десятилетий. Соответственно, на данный момент существует 29 огромный выбор различных составов, который обусловлен глубокими познаниями и достижениями в областях химии, физики, геологии и других смежных науках. Под определенные условия залегания горных пород необходимо подбирать свой тампонажный раствор, состав которого будет максимально эффективен для сцепления цементного камня с породами и с металлом колонны, а также будет удовлетворять термобарическим показателям. На рынке представлены тампонажные составы на водной основе, углеводородной основе, а также смолы. Низкая эффективность цемента для РИР была отмечена еще в прошлом веке, поэтому созданы усовершенствованные модификации: микроцемент, расширяющийся цемент и другие. Широкий ассортимент отмечается при выборе полимеров. Их активно применяют с начала 2000 годов как за рубежом (США, Мексика, Австралия и др.), так и в России. Смолы также распространены и зарекомендовали себя при наличии интервалов негерметичности с низкой приемистостью. Помимо этого, существую гелеобразующие составы, осадкообразующие системы, вязко упругие составы и множество других видов. Одним из прорывных достижений стало создание селективных жидкостей. Их особенность заключается в том, что они начинают затвердевать лишь при взаимодействии с определенными компонентами (чаще всего с солями пластовой воды). Несмотря на массовость имеющихся тампонажных растворов, они ограничены в применении. Температура, давление, минерализованность вод, коррозионная активность среды, материал ЭК, состав горных пород, глубина и протяженность интервала негерметичности и другое – это факторы, в зависимости от которых подбирают состав. Учесть всё сразу невозможно, поэтому не существует ни одного раствора, способного перекрыть дефект надолго. Как показывает практика, чаще всего одна попытка закачивания раствора не является достаточной для восстановления герметичности, и операцию необходимо повторять несколько раз. Это повышает расходы как финансовые, так и трудовые. Данный минус является основным, и для его устранения были созданы технические средства. 30 К техническим средствам относятся пакеры, которые бывают в разных компоновках, колонны-«летучки», металлические пластыри и стальные мосты. Широкое внедрение данных приспособлений началось во второй половине 20 века. Применение технических средств намного эффективнее при наличии протяженных дефектов или при большом их количестве. Но, как и в случае с тампонажными растворами, существуют свои ограничения и условия. С развитием научно-технического комплекса совершенствуются и вышеназванные приспособления. Так, вместо металлических колонн-«летучек» используют стеклопластиковые, что в разы повышает эффективность технологии в условиях агрессивной коррозионной среды. Новая разработка пластырей позволяет извлекать их из скважины без причинения вреда ЭК. Также существует несколько видов пакеров. Пакеры разбуриваемые могут использоваться как пробки при закачивании тампонажного состава. На сегодняшний момент в России и в зарубежных странах зачастую применяют комплексный подход к восстановлению герметичности ЭК, поскольку условия залегания пород на современных месторождениях характеризуются как сложные. В связи с этим требуется предварительный прогноз эффективности работ, так как не всегда экономически целесообразно проводить РИР. По этой причине скважины часто переводят в консервацию, а совершенствование методов и поиск новых технологий становятся более актуальными. 31 2 АНАЛИЗ СОВРЕМЕННЫХ ТЕХНОЛОГИЙ И ТЕХНИЧЕСКИХ СРЕДСТВ, ПРИМЕНЯЕМЫХ ДЛЯ ВОССТАНОВЛЕНИЯ ГЕРМЕТИЧНОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ КОЛОННЫ НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ 2.1 Требования для проведения ремонтно-изоляционных работ В связи с тем, что множество месторождений находятся на последних этапах разработки и, соответственно, фонд скважин является довольно устаревшим, проблема нарушения герметичности ЭК проявляется все чаще и чаще. Зачастую скважину выгоднее остановить и законсервировать, так как с экономической точки зрения не всегда целесообразно проводить ремонт. Это объясняется тем, что мероприятия по восстановлению герметичности довольно продолжительные, дорогостоящие, но не всегда эффективные. Для достижения ожидаемых результатов обычно предпринимаются многократные попытки по закачиванию тампонажных материалов в дефектный интервал, но в некоторых случаях, тем не менее, эффект не достигается. Одной из причин этого является отсутствие единых методических подходов в решении данной проблемы. Специалисты нефтегазовых компаний подчеркивают, что РИР в добывающих и нагнетательных скважинах занимают большую часть всех геолого-технических мероприятий (ГТМ), которые проводятся на месторождениях, находящихся на третьей или четвертой стадиях. В связи с этим необходимость создания алгоритмов выделения скважин-кандидатов для РИР обоснована. В связи с этим в ПАО «НК «Роснефть» была создана специальная рабочая группа в рамках проекта «Системы новых технологий», которая занималась изучением вопроса нарушения герметичности обсадных и эксплуатационных колонн. Было установлено, что проблемы РИР носят комплексный характер, в связи с чем для их решения предложено выделять следующие этапы [13]: 1. Определение критериев выбора скважин-кандидатов под РИР; 2. Оценка потенциала скважины после РИР, в т.ч. и экономическая оценка; 32 3. Анализ геолого-технических условий; 4. Выбор тампонажного материала; 5. Построение технологии РИР; 6. Оценка эффективности выполненных работ. На первом этапе из общей базы данных геологическая служба выбирает скважины с резким ростом обводненности. Причем доля дебита воды относительно всей добываемой жидкости должна быть более 90%. Именно эти скважины становятся потенциальными кандидатами для РИР. Если обводненность продукции приближается к необходимому показателю, за ней устанавливают постоянное наблюдение и анализируют изменение показателей по времени. Следует отметить, что этот же критерий используется и в другой крупной российской нефтегазовой компании – ПАО «Газпром нефть». В статье [14] отмечается, что для более быстрого принятия решения и наглядности информации составляют карты накопленных отборов, пример которой представлен на рисунке 7. Рисунок 7 – Карта накопленных отборов в районе скважины №1270 на месторождении «Х» ПАО «Газпром нефть» Проанализировав представленную информацию, можно заметить, что накопленная добыча нефти по скважине №1270 составляет 8 тыс. т, что 33 значительно меньше показаний по другим скважинам. Также она выделяется тем, что обводненность продукции составляет более 90%. При этом данная скважина – единственная с такими высокими показателями дебита воды. Следовательно, работы в первую очередь необходимо проводить здесь, а затем собирать и анализировать информацию по другим скважинам. Следующим шагом сотрудники ПАО «Газпром нефть» проводят промыслово-геофизические исследования, затем определяют интервалы нарушения герметичности, выбирают способ реализации РИР и переходят непосредственно к выполнению работ. В ПАО «НК «Роснефть» существует похожая система, но она имеет свои особенности. После того, как составлен список скважин-кандидатов на РИР, производится предварительный анализ геолого-промысловых данных эксплуатации этих скважин: 1. Проводится сравнительная оценка несоответствия плотности и состава попутно добываемой воды аналогичным характеристикам продуктивного пласта в добывающих скважинах; 2. Проводится анализ динамики обводнения скважин; 3. Рассчитывается прогнозный потенциальный дебит нефти, жидкости и обводненность после проведения РИР; 4. Оцениваются остаточные запасы нефти, приходящиеся на одну скважину-кандидат для РИР, как разница между удельными извлекаемыми запасами на 1 скважину и накопленной добычей нефти по этой скважине. При этом стоит отметить, что для каждого региона устанавливаются индивидуальные параметры оценки. Так, в статье [13] рассмотрен вариант решения проблемы устранения негреметичности ЭК в ООО «РН - Пурнефтегаз». Данная организация на основе многолетнего опыта и анализа ремонтных работ руководствуется следующими критериями отбора скважин для РИР: 1) обводненность продукции скважины более 90%; 2) наличие признаков негерметичности эксплуатационной колонны; 3) текущий дебит нефти <8 т/сут; 34 4) остаточные извлекаемые запасы> 20 тыс. тонн; 5) расчетный прирост дебита нефти после ремонтно-изоляционных работ не менее 6,5 т/сут. Графическая схема отбора скважин-кандидатов для проведения РИР в ООО «РН-Пурнефтегаз» представлена на рисунке 8. Рисунок 8 – Критерии выбора скважины-кандидата для РИР в ООО «РН-Пурнефтегаз» Если показатели скважины не удовлетворяют установленным параметрам, они вычеркиваются из списка кандидатов. Если показатели соответствуют всем параметрам, скважина переходит на следующий этап – определение источника обводнения с помощью промыслово- геофизических исследований скважины. Представленная выше методика называется экспресс-анализом состояния фонда нефтяных скважин и является не единственной. В статье [15] был обобщен опыт выбора потенциальных скважин-кандидатов для проведения РИР. Результаты представлены в таблице 2 приложение А. 35 Выбор того или иного способа зависит от наличия программных комплексов, обеспеченности данными, а также от профессионализма специалистов, принимающих решения. Очевидно, что каждая из представленных методик подразумевает под собой разные алгоритмы действий, но сущность у них одна, поэтому детально рассмотрим методику подбора скважин-кандидатов по причинам обводнения. В ходе оценки по данному способу проводят последовательный анализ следующих характеристик отдельно по скважинам: - Динамика дебита нефти, обводненности с начала эксплуатации скважины; - Характеристика насыщенности продуктивного пласта по толщине (нефть/вода), его литологическая характеристика и строение; - Степень выработанности запасов нефти; - Наличие в разрезе скважин водоносных горизонтов и их расположение по отношению к продуктивному пласту; - Расположение скважины на залежи по отношению к внешнему и внутреннему контурам нефтеносности, нагнетательным скважинам и т.д.; - Начальное и текущее положение ВНК; - Данные о физико-химических свойствах вод; - Данные конструкции скважины; - Описание проведенных работ на скважине и их результаты; - Геолого-технические характеристики нагнетательных скважин (данные ГИС, ГДИС и т.д.). После проведенного анализа принимается решение по предложению скважин на РИР. Оценивается потенциальная экономическая эффективность, достигаемая вследствие исправления участка ЭК, на котором нарушена герметичность. Составляется план проведения работ и порядок, по которому скважины будут находиться на ремонте. Если проводить РИР экономически целесообразно, переходят к следующему этапу – максимально точное определение источника обводнения, то есть выделение отрезков ЭК, на которых произошло нарушение герметичности. |