Содержание к диссертации
Введение
1. Акуальность проблемы межколонных давлений (МКД) для АГКМ 9
1.1 Научно-технический обзор отечественного и зарубежного опыта исследования и ликвидации МКД в скважинах нефтяных и газовых месторождений 9
1.3 Анализ динамики развития МКД на скважинах АГКМ 24
Выводы по главе 1 29
2. Разработка системы контроля скважин с МКД на АГКМ 30
2.1 Причины возникновения и источники МКД на скважинах АГКМ 30
2.2 Обоснование критериев предельного состояния межколонных пространств скважин АГКМ 38
2.2.1 Методика расчетов критических давлений для межколонных пространств и цементного кольца скважин АГКМ 39
2.2.2 Предельно-допустимые концентрации сероводорода в МКП скважин 48
2.2.3 Предельно-допустимые значения дебита притока флюида из МКП 54
2.3 Разработка принципов классификации скважин по степени опасности по состоянию МКП 55
2.4 Система контроля технического состояния скважин с МКД 62
Выводы по главе 2 68
3. Совершенствование исследований скважин с МКД на АГКМ 71
3.1 Характеристика методов исследований скважин АГКМ для диагностики МКД 71
3.2 Разработка изотопно-геохимического метода диагностики источника водно-органических флюидов из МКП скважин 79
3.2.1 Результаты исследований изотопного состава поверхностных, пластовых и попутных вод АГКМ 80
3.2.2 Результаты исследований изотопного состава водорода и кислорода водных флюидов из МКП скважин АГКМ 85
3.3 Совершенствование технологии промысловых исследований МКП скважин 90
Выводы по главе 3 94
4. Повышение эффективности мероприятий по снижению и ликвидации МКД в скважинах 96
4.1 Технологии снижения и ликвидации межколонных давлений в скважинах АГКМ 96
4.2 Разработка способа восстановления герметичности МКП скважин 102
4.2.1 Обоснование способа депарафинизации нефти в МКП для снижения проницаемости цементного кольца ЮЗ
4.2.2 Разработка и внедрение способа восстановления герметичности МКП на скважинах АГКМ 105 4.3 Ликвидация перетока сероводородсодержащего флюида в МКП
скважин 109
Выводы по главе 4 112
5. Промышленное внедрение комплекса мероприятий по контролю и исследованию МКД на скважинах АГКМ 113
5.1 Организация мониторинга скважин с МКД и алгоритмы принятия решений 113
5.2 Разработка и внедрение Проекта по эксплуатации скважин 120 с МКД на АГКМ 120
5.3 Анализ эффективности внедрения комплекса мероприятий по контролю,
исследованию и ликвидации МКД на скважинах АГКМ 123
Основные выводы по работе 128
Список используемой литературы
- Анализ динамики развития МКД на скважинах АГКМ
- Предельно-допустимые значения дебита притока флюида из МКП
- Результаты исследований изотопного состава поверхностных, пластовых и попутных вод АГКМ
- Разработка и внедрение Проекта по эксплуатации скважин 120 с МКД на АГКМ
Введение к работе
Актуальность темы. Одним из факторов техногенного и экологического риска при эксплуатации нефтяных и газовых месторождений являются межколонные давления (МКД), возникающие в зацементированном кольцевом пространстве скважин. Из осложнений, связанных с МКД, наиболее опасным является межколонное проявление, при котором неконтролируемое поступление пластового флюида в межколонное пространство (МКП) с дальнейшим его выходом к устью скважины, создающее угрозу нарушения целостности обсадных колонн и разгерметизации устьевого оборудования, может привести к образованию техногенных залежей, грифонов или неуправляемому фонтану.
Проблема МКД часто встречается в практике эксплуатации нефтяных и газовых скважин, но особенно актуальна для газовых и газоконденсатных сероводородсодержащих месторождений. Учитывая особенности разработки Астраханского газоконденсатного месторождения (АГКМ) - аномально высокое пластовое давление (АВПД) и низкие темпы его падения, сложные горно-технические условия, высокую концентрацию в добываемом сырье токсичных и коррозионно-активных компонентов, расположение месторождения вблизи населенных пунктов и заповедной зоны дельты р. Волги, - наличие МКД в скважинах Астраханского ГКМ рассматривается как серьезная экологическая угроза.
Разработка эффективных методов контроля герметичности скважин и диагностирования геолого-технических причин МКД является необходимой для предупреждения возникновения аварийных ситуаций и контроля качества разобщения пластов при разработке и эксплуатации месторождений нефти и газа.
Цель работы – обеспечение промышленной и экологической безопасности при разработке и эксплуатации Астраханского ГКМ на основе системного контроля геолого-технического состояния скважин с межколонными давлениями.
Основные задачи исследований:
1. Определение критериев предельного состояния МКП скважин и оценка степени опасности МКД различной природы для скважин Астраханского ГКМ;
2. Разработка комплексной системы контроля технического состояния скважин с МКД с целью раннего выявления признаков межколонных проявлений и обеспечения безопасной эксплуатации скважин АГКМ;
3. Совершенствование методов исследований и определение дополнительных критериев для диагностики источников МКД в скважинах АГКМ;
4. Разработка технологии ликвидации МКД без проведения капитального ремонта скважин (КРС);
5. Повышение эффективности мероприятий по ограничению, снижению и ликвидации МКД в скважинах АГКМ.
Методы решения поставленных задач
Поставленные в работе задачи решены путем анализа научно-теоретических данных, проведения физико-химических, геохимических, геофизических и промысловых исследований с использованием скважинного оборудования.
Научная новизна:
1. На основании анализа результатов научно-теоретических и промысловых исследований обоснованы признаки предельного состояния МКП скважин АГКМ и разработана классификация скважин по степени опасности состояния межколонного пространства;
2. Впервые проведены изотопно-геохимические исследования и выявлены особенности изотопного состава водорода и кислорода водных флюидов из МКП скважин АГКМ;
3. Разработан способ восстановления герметичности межколонного пространства скважины (патент РФ № 2234591).
Положения, выносимые на защиту:
– многоуровневая система контроля технического состояния и классификация скважин по степени опасности состояния межколонных пространств;
– результаты изотопно-геохимических исследований водных флюидов из МКП скважин АГКМ и их использование для диагностики источника МКД;
– организационные и технологические разработки, направленные на снижение и ликвидацию межколонных давлений в скважинах АГКМ.
Практическая ценность и внедрение результатов исследований
1. Обоснован дифференцированный подход к оценке опасности МКД и проведена классификация по степени опасности состояния МКП всего фонда скважин АГКМ. По результатам классификации определяются возможность эксплуатации скважин с МКД и комплекс мероприятий по ограничению, снижению и ликвидации межколонного давления.
2. Организована и функционирует система контроля технического состояния скважин АГКМ, обеспечивающая их безопасную эксплуатацию за счет возможности оперативного принятия решений.
3. На основании результатов исследований изотопного состава водных флюидов из МКП скважин АГКМ разработан новый изотопно-геохимический метод диагностики источников МКД.
4. Разработан и использован на скважинах АГКМ способ снижения и ликвидации МКД без проведения КРС.
5. Впервые в отрасли разработан и действует Проект по эксплуатации скважин с межколонными давлениями на Астраханском ГКМ, получивший положительное заключение экспертизы промышленной безопасности, зарегистрированное Федеральной службой по экологическому, технологическому и атомному надзору (ФСЭТиАН).
6. Предложенные автором организационные и технологические решения по контролю и исследованию МКД включены в Проект разработки и освоения Астраханского ГКМ на период до 2019 г.
7. Практическая значимость результатов диссертационной работы подтверждается включением мероприятий по снижению МКД в Программу по оптимизации и снижению затрат предприятия ООО «Газпром добыча Астрахань» и расчетом их экономической эффективности. Фактический годовой эффект от внедрения комплекса мероприятий по герметизации устьевого и подземного оборудования на 2 скважинах составил 5204,48 тыс. рублей, а от нейтрализации сероводорода в МКП 3 эксплуатационных скважин - 8250 тыс. рублей.
Апробация работы. Основные положения диссертационной работы до-кладывались и представлялись на научно-техническом совещании по проблеме межколонных давлений на АГКМ (Астрахань, 2002), научной конференции «Трофимуковские чтения» (Новосибирск, 2006), международной научно-технической конференции «Геология, ресурсы, перспективы освоения нефтегазовых недр Прикаспийской впадины и Каспийского региона» (Москва, 2007), на конкурсе научно-технических разработок на соискание премии ОАО «Газпром» в области науки и техники (Москва, 2007, лауреат премии ОАО «Газпром»), на VI Международной научно-практической конференции «Проблемы добычи газа, газового конденсата, нефти» (Кисловодск, 2008), международной конференции «Международный опыт и перспективы освоения сероводородсодержащих месторождений углеводородов» SGFD-2008 (Москва, 2008), международной конференции «Экологическая безопасность в газовой промышленности» ESGI-2009 (Москва, 2009), III международной нефтегазовой конференции ИНТЕХ-ЭКО-2010 (Москва, 2010), на научно-технических советах предприятия по проблемам МКД и продлению межремонтного периода работы скважин.
Публикации. По теме диссертации опубликовано 19 работ, в том числе 2 статьи в рецензируемых научно-технических журналах из Перечня ВАК РФ, 2 патента РФ на изобретения.
Структура и объём работы. Диссертационная работа состоит из введения, пяти глав, основных выводов, библиографического списка использованной литературы, включающего 101 наименование, 5 приложений. Работа изложена на 139 страницах машинописного текста, содержит 27 рисунков и 9 таблиц.
Автор глубоко признательна к.т.н. З.М. Фаттахову, к.г.-м.н. Н.Н. Зыкину, к.т.н. И.Г. Полякову и к.т.н. О.В. Красильниковой за многолетнее сотрудничество, а также коллегам из ГПУ ООО ГДА за содействие при подготовке диссертации. Автор искренне благодарит своих научных руководителей д.т.н.
В.Е. Андреева и к.т.н. А.Г. Филиппова за помощь и внимание к работе.
Анализ динамики развития МКД на скважинах АГКМ
Основными условиями возникновения МКД в скважине являются: наличие источника давления, абсолютное значение которого выше гидростатического на абсолютной отметке его местоположения; наличие гидродинамической связи источника с устьем скважины. Источники МКД разделяются на естественные напорные и техногенные источники. Естественными напорными источниками МКД являются газонефте-водонасыщенные пласты-коллекторы в геологическом разрезе скважины. Техногенные источники МКД возникают в период строительства или эксплуатации скважины при следующих условиях.
Вследствие поглощения бурового раствора или других технических жидкостей в процессе строительства скважины. Поглощения происходят, прежде всего, при разбуривании высокопроницаемых пород, имеющих трещины и каверны, при резких колебаниях гидравлического давления и при гидроразрыве пород, вследствие нарушения технологии спуска и цементирования обсадных колонн. В результате длительного взаимодействия горных пород с содержащимися в технических жидкостях реагентами, происходит значительное увеличение объема дисперсной системы за счет ее набухания, газонасыщения и осмотического подтягивания флюида из пласта, что приводит к созданию в пласте «наведенного аномально высокого пластового давления» (АВПД) [23,24,45].
Из-за избыточных давлений, развивающихся непосредственно в межколонном пространстве за счет теплового расширения и фазовых переходов межколонного флюида сложного состава, при изменении термобарических условий в скважине. Это связано с термической деструкцией реагентов, содержащихся в защемленном буровом растворе и в цементном камне, с изменением состояния воды и структуры минералов, а также градиентов давлений по глубине, в результате капиллярных и электроосмотических явлений [24,45].
При негерметичности эксплуатационной колонны (по резьбовым соединениям, в муфтах ступенчатого цементирования, при наличии трещин или коррозионных повреждений) или негерметичности уплотнительных элементов обвязки устья скважины [24,45].
В результате проведенных исследований [9-11], установлено, что цементный камень из-за отсутствия эластичности не может противостоять возникающим в скважине нагрузкам. Сообщающиеся между собой поры, пустоты, микротрещины и микрозазоры в самом цементном кольце, образующиеся как при строительстве, так и во время эксплуатации скважины, служат флюидопрово-дящими каналами в МКП.
Существуют несколько теорий о причинах возникновения таких каналов в МКП скважин нефтегазовых месторождений.
Авторы работ [9-14] подразделяют МКД на две группы. К первой группе отнесены межколонные давления, обусловленные непосредственным поступлением газа из продуктивных горизонтов через цементное кольцо, зазоры между цементным кольцом и стенками скважины, между цементным камнем и обсадными колоннами. Ко второй - флюидопроявления, возникающие в связи с негерметичностью или разгерметизацией обсадных колонн в процессе освоения и эксплуатации скважин. Многие считают, что основными путями газопроявлений через заколонное пространство являются каналы в контактной зоне, возникающие при низком качестве цементирования колонны и наличия толстой глинистой корки, а также каналы в цементном камне, образовавшиеся вследствие отделения воды при затвердевании тампонажного раствора[10,14,17,23,24].
По мнению исследователей [10,11], сразу же после продавливания тампонажного раствора в заколонное пространство, находящиеся во взвешенном состоянии твердые частицы цемента начинают оседать, а вытесняемая из тампо 11 нажной системы свободная жидкость затворения образует в поровом пространстве фильтрационные потоки. В системе образуется ряд участков с повышенной пористостью, соединенных каналами различного диаметра, протяженности и конфигурации. В то же время цементный камень поглощает воду из глинистой корки. При этом, в обезвоженной корке образуется сеть объемно-контактных каналов, по которым в первую очередь и происходят перетоки флюида. Автор работы [14] также считает, что седиментационная неустойчивость тампонажных суспензий, высокая проницаемость их структурной решетки и образующегося затем цементного камня могут стать основными причинами межколонных проявлений и даже выбросов.
А.И. Булатов [10] отмечает, что межколонные газопроявления могут возникать даже при соблюдении всех необходимых требований к тампонажным материалам и процессу цементирования.
По данным других исследователей [17, 18], появление межколонных газопроявлений может быть связано со снижением давления на пласт в процессе твердения тампонажного раствора. Развивая эту гипотезу на примере месторождений с АВПД, А.А. Гайворонский и А.А. Цыбин [19] одной из причин появления МКД в период ожидания затвердевания цемента (ОЗЦ) считают снижение «активного» давления столба цементного раствора на стенки скважины в процессе его твердения, а также фильтрацию в пласт излишков воды затворения.
Существует мнение, что каналы в цементном растворе образуются в результате его насыщения газом из продуктивного пласта. В случае повышенной проницаемости сформированного цементного камня газ может проникать через него и при отсутствии каналов [16].
Предельно-допустимые значения дебита притока флюида из МКП
И в зависимости от серьезности осложнения региональный инспектор может потребовать немедленного вмешательства для корректировки проблемы или дать разрешение на продолжение эксплуатации при существующих условиях, или с определенными требованиями контроля или только после проведения ремонтных работ. Неустановившееся МКД, если оно превышает 20% предела текучести трубы, также сообщается региональному инспектору. Это сообщение должно содержать информацию о снижении МКД до «0» при остановке скважины и информацию о том, что стравленное на 15-20% МКД сохраняет это значение в течение 24 часов при стабилизированной добыче. Разрешение на эксплуатацию скважины отменяется в случае работ по КРС и интенсификации пласта. В этом случае требуется предоставление новых диагностических данных [33, 36].
Комитетом признается, что технические критерии, основанные на соотношении МКД к прочности колоны и способность стравливаться до «0» являются, в некоторой степени, произвольными. Рекомендуется, например, автоматическое разрешение на продолжение эксплуатации, если МКД не превышает 30% предела текучести трубы, МКД снижается на 50% и более при стравливании в течение 24 часов и объем стравливания неуглеводородной жидкости не превышает 1 баррель.
В настоящее время исследователи считают, что необходимо изменение требований правил относительно МКД. Более жесткие правила были установлены в отношении скважин на шельфе Норвегии (Norsok D-10), которые обязывают контролировать давление кольцевого пространства в скважинах через непрерывную запись, и поддерживать в пределах минимального и максимального рабочего давления для проверки того, что статус герметичности скважины известен в любое время. В 2010 году была создана рабочая группа из представителей комитета по герметичности скважин: ВР, ConocoPhillips, Shell и Statoil для создания руководящего документа по управлению устойчивым давлением в обсадной колонне скважин на платформе и под водой. Документ был закончен в мае 2011 г., и включил такие аспекты как мониторинг, обнаружение, оценку, критерии приемки и меры по устранению. Величина МКД и скорость стравливания из МКП газа и жидкостей включены в процедуры оценки риска [28,29].
В целом, по имеющимся данным можно сделать следующие выводы. Добывающие компании избегают использования специальных цементов из-за их высокой стоимости. Акцент делается на качественное вытеснение бурового раствора, тщательный контроль выполнения работ.
Методы ремонтных работ с использованием станка для остановки миграции пластового флюида через цементное кольцо не являются эффективными.
Наиболее важными параметрами диагностики МКД являются величина МКД и объем стравливания.
Необходимо продолжать исследования для разработки критериев для оценки риска МКД. В связи с различным трактованием отечественных и зарубежных исследователей некоторых основных понятий, список терминов с соответствующими определениями и сокращениями, используемых в данной работе, приведены в Приложении 1.
Астраханское ГКМ открыто в 1976 г., относится к глубокозалегающим (глубина залегания кровли продуктивного пласта 3 827- 4 000 м), толщина залежи составляет около 300 м, отличается аномально высокими пластовым давлением и температурой.
АГКМ приурочено к привершинной части одноименного свода и относится к продуктивным слоям прикамского горизонта нижнебашкирского подъ-яруса в отложениях нижнего карбона. Вместе с отложениями нижнего карбона, толща известняков среднего карбона входит на Астраханском своде в состав единой платформенной формации, нижний предел которой опускается до отложений верхнего девона. Экранирующей толщей газоконденсатной залежи является глинисто-кремнистая пачка нижнепермского (докунгурского) возраста, перекрытая соленосными породами кунгура. Залежь массивного типа, повсеместно подстилается подошвенной водой, газо-водяной контакт расположен на глубине 4 073 м[39].
Пластовый газ АГКМ характеризуется как высокосернистый, имеет следующий средний состав (мольн. %): С1 - 52,54; С2 - 2,35; СЗ - 1,05; І-С4 - 0,21; п-С4 - 0,41; С5+высш - 4,00; H2S - 25,00; С02 - 13,80; N2+ ред - 0,62; RSH -0,02. Из соединений серы, кроме сероводорода, в газе содержится аномально большое количество сероокиси углерода (около 1000 мг/мЗ). В среднем содержание меркаптановой серы составляет около 2000 мг/мЗ .В массовых долях пластовая смесь содержит: газообразных компонентов - 81,9 %, жидких компонентов - 19,1% [38-42]. Добываемая пластовая смесь находится в однофазном газообразном состоянии и недонасыщена тяжёлыми углеводородами. Давление начала конденсации оценивается в 40-44 МПа, содержание жидких углеводородов составляет в среднем 255-275 г/мЗ. Плотность конденсата изменяется по площади месторождения от 806 до 827 кг/мЗ [41,42]. Разработка месторождения ведется на режиме истощения залежи.
Разрабатываемый участок (около 130 эксплуатационных скважин) расположен в центральной части месторождения. Выбор конструкции скважин обусловлен сложным составом добываемого сырья и наличием нескольких источников АВПД в геологическом разрезе скважин (представленных на рис.1.1).
Продуктивный башкирский ярус, представленный известняками с редкими прослоями доломитов и аргиллитов. Пластовая температура на глубине 4100 м достигает 120 С, начальное пластовое давление оценивается в 61,2 МПа (коэффициент аномальности -1,56).
Результаты исследований изотопного состава поверхностных, пластовых и попутных вод АГКМ
Исследования и контроль МКП скважин ведется специализированными бригадами цеха научных и производственных работ (ЦНИПР), в соответствии с утвержденными годовыми графиками и Планом проведения геолого-технических мероприятий на скважинах АГКМ, утвержденным главным геологом предприятия ООО «Газпром добыча Астрахань».
Особого контроля требуют скважины АГКМ при наличии H2S в межколонном пространстве [3,40]. При обнаружении H2S (независимо от концентрации) в МКП скважины немедленно (в тот же день) ставится в известность производственно-диспетчерская служба (ПДС) и ЦНИПР ГПУ. Химический анализ межколонного флюида в химико-аналитической лаборатории (ХАЛ) ЦНИПР ГПУ при подтверждении наличия H2S проводится с оформлением Протокола химического анализа. Протокол химического анализа предоставляется в тот же день, когда был произведен анализ.
При обнаружении признаков предельного состояния МКП производится совместное обследование скважины в составе представителей ЦНИПР, Цеха добычи газа и газового конденсата (ЦДГиГК) и АВЧ. Обследование включает замер устьевых давлений, проверку наличия газовой шапки и концентрации H2S в затрубном и межколонном пространствах, отбор проб флюида из этих пространств. Результаты обследования оформляются актом.
В случае подтверждения наличия признака предельного состояния, скважина переводится в 1 класс опасности Протоколом совещания при главном инженере ГПУ. Экземпляры Протокола передаются в ПДС, Службу промышленной безопасности (СПБ), ЦНИПР, ГО, ЦДГиГК и АВЧ. После присвоения скважине 1 класса опасности по состоянию МКП скважина контролируется согласно решениям Технического совещания при главном инженере ГПУ. Иерархия принятия решений по скважинам с признаком предельного состояния МКП приведена на рисунке 2.7 [40]. информационная справка информационная справка
После успешности проведения работ (например, по ликвидации устьевого перетока) скважина выводится из 1 класса опасности, так же по решению Технического совещания при главном инженере ГПУ, в тот класс опасности, к которому была отнесена до обнаружения признака предельного состояния.
При пуске скважины в эксплуатацию после освоения, КРС, консервации, а также после проведения работ по интенсификации притока из пласта и работ по ликвидации МКД 1 класса опасности, эксплуатационным персоналом ЦДГиГК осуществляется постоянное наблюдение в течение не менее 6 часов и ежедневный контроль скважины в течение последующих 10 дней. Результаты контроля с указанием устьевых параметров, типа флюида и данных проверки наличия H2S в затрубном и межколонном пространствах передаются в геологический отдел ГПУ не позднее двух суток после окончания работ.
Работы по интенсификации притока, водоизоляции, закачке ингибитора в пласт и другие технологические операции на скважинах 1 и 2 класса опасности не производятся. Полученные данные о техническом состоянии скважин заносятся в электронные базы данных, акты и результаты обследований МКП хранятся в геологическом отделе в делах скважин (в разделе МКД). Схема оповещения при первичном обнаружении МКД приведена на рисунке 2.8 [40].
На основании анализа промысловых данных и научно-исследовательских работ, установлены основные источники и причины возникновения МКД в скважинах АГКМ. К ним относятся: негерметичность изоляционного комплекса скважин, негерметичность уплотнений устьевой обвязки, упругие деформации обсадных колонн, физико-химические процессы, происходящие в МКП в течение времени при изменении термобарических условий МКП, а также коррозионные процессы в заколонном пространстве скважин.
Так как МКД могут иметь различную природу, требуется дифференцированный подход в оценке состояния крепи каждой конкретной скважины с целью решения вопроса о возможности её дальнейшей эксплуатации, ремонта или ликвидации. Определены следующие признаки предельного состояния скважины АГКМ, при котором ее эксплуатация не допускается.
1.Развитие в МКП статических давлений, превышающих прочностные характеристики внутренней колонны (на смятие) и внешней (на разрыв), цементного кольца между ними, а также превышающих давление гидроразрыва горных пород в зоне башмака внешней колонны.
Разработка и внедрение Проекта по эксплуатации скважин 120 с МКД на АГКМ
Только в 2011 г. МКД было ликвидировано в 31 МКП (в большинстве случаев, при проведении исследований), при этом выяв-лено наличие МКД на 6 эксплуатационных скважинах, с внедренными меро-приятиями по предотвращению возникновения МКД, и на 1 ликвидированной скважине. В 18 МКП возобновились МКД, которые были снижены до 0 в процессе проведенных в предыдущие годы работ.
В результате общее количество МКП с МКД снизилось с 181 до 176. Общее количество скважин с МКД по всему фонду на 01.01.12 г. составляет 43%, а число скважин с МКД в эксплуатационном фонде уменьшилось до 60,5% (снижено более чем на 20%).
Одним из основных показателей надежности разработанной с участием автора системы контроля и управления МКД, постоянно развивающейся и дополняющейся, является отсутствие аварии или серьезного инцидента, связанных с МКД на скважинах уникального Астраханского месторождения.
Основные выводы по работе
Проблема МКД широко распространена и не зависит от условий конкретного нефтяного или газового месторождения. МКД в скважинах возникают и развиваются в различные промежутки времени после окончания цементирования обсадных колонн и являются признаком возможного возникновения межколонного проявления, создающего угрозу разгерметизации устьевого оборудования, нарушения целостности обсадных колонн, что может привести к образованию техногенных залежей, грифонов или неуправляемому фонтану. Учитывая особенности Астраханского ГКМ, наличие МКД в скважинах рассматривается как весьма серьезная техническая и экологическая угроза.
На основе анализа научного и промыслового материала установлено, что основными причинами появления МКД на скважинах АГКМ являются: негерметичность изоляционного комплекса скважин, негерметичность уплотнений устьевой обвязки, упругие деформации обсадных колонн, физико-химические процессы, происходящие в МКП в течение времени при изменении термобари 129 ческих условий МКП, а также коррозионные процессы в заколонном пространстве скважин. В геологическом разрезе скважин определено 6 потенциальных напорных источников МКД.
Впервые получены изотопно-геохимические характеристики водных флюидов из МКП скважин АГКМ. По изотопному составу кислорода и водорода водные флюиды большинства межколонных пространств соответствуют рапе пермского водоносного горизонта и техногенной воде. Некоторые пробы отличаются повышенным содержанием дейтерия и кислорода-18, что связано с изотопным обменом воды в МКП 7/9 с H2S пластового газа, поступающего из негерметичного затрубного пространства. Полученные данные свидетельствуют о том, что изотопный состав кислорода и водорода водных флюидов может использоваться не только в качестве самостоятельного критерия для диагностики источника МКД, но и для раннего выявления в водной среде межколонного перетока сероводородсодержащего газа.
Разработан и опробован «Способ восстановления герметичности межколонного пространства скважин» (патент РФ №2234591). В результате внедрения получен положительный эффект (ликвидация и снижение МКД в МКП 7/9) на 2 скважинах АГКМ.
Впервые в отрасли, для организации работ на скважинах с МКД разра ботан и действует «Проект по эксплуатации скважин с межколонными давле 130 ниями на Астраханском ГКМ», имеющий положительное заключение экспертизы промышленной безопасности, утвержденное ФСЭТиАН. Проект регламентирует проведение всех видов работ и исследований на скважинах, имеющих МКД, с выполнением требований Федерального законодательства и отраслевых нормативных документов по обеспечению промышленной безопасности при разработке и эксплуатации Астраханского месторождения.
Предложенные и внедренные на АГКМ организационно-технологические мероприятия по контролю, управлению и ликвидации МКД могут быть использованы на газовых и газоконденсатных месторождениях, в том числе и с высоким содержанием сероводорода в добываемой пластовой смеси.
