Содержание к диссертации
Введение
Содержание 2
Список рисунков 4
Список таблиц 5
Раздел 1. Анализ состояния изученности вопросов эффективности технологий восстановления герметичности газовых скважин, имеющих межколонные давления. постановка задач исследований 12
1.1. Анализ современных представлений о причинах возникновения МКД 12
1.2. Анализ современных методов исследования технического состояния скважин 31
1.3. Анализ эффективности технологий восстановления герметичности газовых скважин 38
1.4. Требования, предъявляемые к герметизирующим составам при ликвидации МКД 54
1.5. Постановка задач исследований 59
Раздел 2. Разработка технологии восстановления герметичности обсадной колонны 69
2.1. Лабораторные исследования изолирующей способности смеси жидкого стекла и щелочного стока 69
2.2. Лабораторные исследования герметизирующей способности смеси жидкого стекла и щелочного стока 80
2.3. Изучение механизма восстановления герметичности газовых скважин 87
Раздел 3. Разработка технологии восстановления герметичности газовых скважин 99
3.1. Разработка технологии восстановления герметичности заколонного пространства газовых скважин 99
3.2. Разработка основных требований к жидкостям для технологии «гидрозатвора» и их составам 103
Раздел 4. Промысловые испытания комплексной технологии восстановления герметичности газовых скважин 108
4.1. Ликвидация межколонного перетока в скважине № 74 Невского ПХГ 108
4.2. Ликвидация заколонных перетоков в скважинах ПХГ «Бозой» 112
4.3. Ликвидация заколонных перетоков в скважинах Степновского ПХГ 119
Основные выводы и рекомендации 123
Список литературы 124
Приложение 1 136
Приложение 2 140
- Анализ современных методов исследования технического состояния скважин
- Лабораторные исследования герметизирующей способности смеси жидкого стекла и щелочного стока
- Разработка основных требований к жидкостям для технологии «гидрозатвора» и их составам
- Ликвидация заколонных перетоков в скважинах ПХГ «Бозой»
Введение к работе
Актуальность проблемы: Развитие нефтегазовой промышленности, наращивание и стабилизация добычи углеводородного сырья должны сопровождаться повышением долговечности скважин с учетом обеспечения их надежной работы в течение всего срока службы. Важным направлением увеличения срока безопасной и эффективной эксплуатации скважин является обеспечение их герметичности.
Практика разработки газовых месторождений и подземных хранилищ газа (далее ПХГ) показывает, что, несмотря на совершенствование технологии строительства скважин, значительное их количество нуждается в проведении ремонтных работ, направленных на ликвидацию межколонных газопроявлений, межпластовых перетоков и восстановление герметичности обсадных колонн. Возникновение межколонных давлений (МКД) в газовых скважинах месторождений углеводородов и ПХГ даже при современном уровне развития техники и технологии производства работ остается серьезной проблемой.
Существует целый ряд мероприятий, направленных на повышение качества разобщения пластов и сохранение герметичности крепи скважины в процессе её строительства и дальнейшей эксплуатации, однако, до настоящего времени ликвидация межколонных газопроявлений и восстановление герметичности продолжает оставаться одним из основных видов капитального ремонта скважин (КРС). Проводимые изоляционные работы, в целом ряде случаев малоуспешны, а ныне существующие методы и технологии ликвидации МКД не всегда гарантируют обеспечение герметичности крепи скважин на длительный период работы и, как следствие, эксплуатация многих скважин в России и за рубежом сопровождается межпластовыми перетоками и выходами пластовых флюидов на земную поверхность, вплоть до образования открытых фонтанов. Нередко проблема МКД осложняется присутствием в пластовом флюиде высокотоксичных компонентов и наличием в разрезе нескольких нефтегазовых пластов с аномально высоким давлением. Неконтролируемые газопроявления в виде грифонов и особенно газопроявления с сероводородом, наносят непоправимый экологический урон. Заколонные газоперетоки могут быть причиной высокого темпа снижения пластового давления, особенно в начальный период эксплуатации месторождения, что приводит к серьезным нарушениям проектных режимов разработки и потерям углеводородного сырья.
В этой связи, разработка технологий и технических средств, направленных на повышение эффективности ремонтных работ по данной проблеме, является весьма актуальной задачей.
Цель работы:
Повышение качества ремонта газовых скважин путем разработки эффективных технологий и материалов, обеспечивающих их герметичность.
Основные задачи работы:
-
Анализ причин образования межколонных газоперетоков и нарушений герметичности газовых скважин.
-
Анализ существующих технологий восстановления герметичности газовых скважин и ликвидации МКД.
-
Лабораторные исследования герметизирующих и изолирующих свойств смеси жидкого стекла и щелочного стока производства капролактама.
-
Изучение механизма взаимодействия компонентов изолирующих смесей и разработка методов управления их свойствами.
-
Разработка комплексной технологии восстановления герметичности газовых скважин с применением способа гидрозатвора.
-
Промышленные испытания разработанной технологии восстановления герметичности газовых скважин при их ремонте.
Научная новизна:
-
Экспериментально установлено, что гель, образовавшийся в процессе смешения жидкого стекла и щелочного стока производства капролактама обладает высокой герметизирующей и изолирующей способностью.
-
Выявлен и изучен механизм образования соединений включения при смешивании жидкого стекла и щелочного стока, основанный на понятиях супрамолекулярной химии.
-
Лабораторными исследованиями определена эффективность применения составов, состоящих из жидкого стекла и щелочного стока для укрепления неустойчивых проницаемых пород.
-
Теоретически обоснована и экспериментально подтверждена технология ликвидации заколонных перетоков с помощью способа гидрозатвора.
Практическая значимость и реализация работы:
-
Разработана и обоснована комплексная технология для восстановления герметичности газовых скважин с использованием способа гидрозатвора.
-
Определены методы приготовления изоляционных смесей и разработаны составы для восстановления герметичности газовых скважин.
-
Разработаны рецептуры специальных герметизирующих составов, состоящих из жидкого стекла и щелочного стока производства капролактама.
-
Результаты диссертационной работы могут быть использованы при:
строительстве скважин для ликвидации поглощений и укрепления сыпучих и неустойчивых пород;
капитальном ремонте скважин для ликвидации МКД;
выполнении ремонтно-исправительных работ в случае негерметичности эксплуатационной колонны;
изоляции продуктивных горизонтов в процессе ликвидации скважин.
-
Разработанная технология восстановления герметичности обсадных колонн и заколонного пространства газовых скважин успешно внедрена в скважинах Невского и Степновского ПХГ, а также при восстановлении герметичности и ликвидации скважин ПХГ «Бозой» в Республике Казахстан.
Публикации:
По теме диссертации опубликовано 8 работ, в том числе в 6 статьях, опубликованных в ведущих рецензируемых научных журналах и изданиях из Перечня ВАК Минобрнауки РФ, и 2 в патентах РФ на изобретения.
Объем работы:
Диссертационная работа состоит из введения, четырех разделов, основных выводов, списка литературы, содержащего 112 наименований, и 2 приложений.
Работа изложена на 130 страницах машинописного текста, содержит 20 рисунков и 12 таблиц.
Анализ современных методов исследования технического состояния скважин
Первые исследования технического состояния скважины проводят в процессе ее строительства. В дальнейшем, при работе скважины, эксплуатационная колонна и заколонное пространство (цементное кольцо) подвергаются воздействию различных факторов, приводящих к старению и постепенному разрушению крепи. Результатом нарушения крепи скважин являются межколонные газопроявления, перетоки между пластами и межколонными пространствами, приводящие к обводнению скважин, перетоки между пластами и дневной поверхностью, приводящие в отдельных случаях к образованию грифонов. При этом, важное значение имеют методы контроля технического состояния скважин, позволяющие оценить фактическое состояние и остаточный ресурс работы элементов конструкции, выявить слабые места, спланировать предупредительные ремонты, повысить эффективность работ по устранению уже имеющихся нарушений. Знание технического состояния скважины позволяет управлять режимом ее эксплуатации, предотвращать либо замедлять процессы разрушения крепи. Существует значительное количество методов и средств для проведения работ по исследованию технического состояния крепи скважин. Состояние цементного кольца за колонной оценивается следующими методами:
Метод АКЦ (акустический контроль качества цементирования) позволяет установить высоту подъема цемента, наличие или отсутствие цемента за колонной, степень сцепления цемента с колонной и исследовать формирование цементного камня во времени. Он дает лишь качественное представление о состоянии цементного кольца и его герметичности без расшифровки характера дефектов. Одним из недостатков метода является низкая чувствительность к определению контакта цемента с колонной. Методом АКЦ практически невозможно оценить вертикальные каналы малой раскрытости и местоположение негерметичности колонны.
На основе обработки данных АКЦ определяются показатели, характеризующие качество сцепления цементного камня с колонной и породой.
Метод СГДТ (селективный гамма-дефектомер-толщиномер) позволяет установить высоту подъема цемента, наличие цемента и характер его распределения в интервале цементирования, наличие переходной зоны от цементного камня к раствору (гельцементу), эксцентриситет колонны. Метод основан на регистрации изменения плотности вещества в заколонном пространстве путем сравнения с известными значениями плотностей бурового раствора или цементного камня в интервалах качественного цементирования колонны.
В процессе обработки данных СГДТ определяются следующие параметры, характеризующие качество цементирования скважины:
круговая диаграмма радиального распределения неоднородности объемной плотности среды за обсадной колонной в каждом сечении ствола скважины в интервале обработки («развертка плотности среды»);
средняя плотность среды за колонной;
минимальная и максимальная плотность среды за колонной;
эксцентриситет колонны в скважине;
толщина обсадной колонны;
индекс типа среды за колонной - при этом определяются следующие типы среды: «не ясно» - среда не определена, например, в интервале скважины, перекрытом несколькими колоннами, «гельцемент» однородное заполнение затрубного пространства гельцементом, «гельцемент неоднородный» неоднородное заполнение затрубного пространства гельцементом, «цемент» - однородное заполнение затрубного пространства цементом, «цемент неоднородный» неоднородное заполнение затрубного пространства цементом.
Метод термометрии позволяет установить верхнюю границу цементного кольца, наличие или отсутствие цемента в заколонном пространстве, степень равномерности распределения цемента в соответствии с литологией и негерметичность эксплуатационной колонны и цементного кольца. Использование метода основано на регистрации температурной аномалии, связанной с экзотермическим эффектом в процессе формирования цементного камня. Термометрия является основным методом для выявления заколонной циркуляции (перетоков) жидкости. Применение метода для этих целей основано на изучении теплообмена между жидкостью, заполняющей скважину и жидкостью, циркулирующей в затрубном пространстве. К недостаткам метода термометрии относятся: ограниченный период времени исследования после процесса цементирования, связанный с исчезновением экзотермического эффекта по истечении двух суток; низкая эффективность повторных исследований по причине выравнивания температурных аномалий из-за перемешивания жидкостей в стволе скважины [10,97].
Метод радиоактивных изотопов позволяет установить уровень цемента, наличие цемента и характер его распределения в заколонном пространстве. Метод основан на регистрации повышенных значений гамма-активности на кривой гамма-метода, являющихся результатом добавления в цементный раствор радиоактивных изотопов. Метод можно применять для выявления заколонной циркуляции жидкости, а также для определения качества ремонтно-изоляционных работ.
ЭМДС-ТМ (электромагнитный дефектоскоп и толщиномер) позволяет исследовать конструкцию скважины, в том числе: определить положение всех муфт в двух внутренних трубах. Получить полную картину расположения всех труб по глубине, глубину размещения башмаков колонн, пакеров, клапанов и т.д. Определяет толщину двух внутренних труб отдельно для каждой трубы (после машинной обработки), не извлекая внутреннюю. Обнаруживает дефекты типа трещин, порывов, интервалы коррозии и механического истирания стенок, зоны взрывной перфорации и фильтры, а также рассоединения в муфтах. Содержит чувствительный термометр для выявления притока и поглощения флюида.
Исследования дебитомерами (расходомерами) позволяют установить негерметичность эксплуатационной колонны по выявленному интервалу притока (приемистости) вне интервалов перфорации.
Применение метода резистивиметрии основано на использовании электрических свойств жидкости в стволе скважины. Исследования проводят при вызове притока снижением уровня или при закачивании жидкости после временной изоляции интервала перфорации.
Оптический метод исследования основан на непосредственном фотографировании стенок обсадной колонны и изучении полученных фотографий. Промышленностью выпускается комплекты скважинных фотоаппаратов ФАС-1 и ФАС-1 М [26]. Недостаток метода состоит в том, что состояние колонны можно контролировать только в оптически прозрачной среде. По фотоснимкам и изображениям нельзя установить размер смятия, а глубокие царапины могут быть приняты за сквозные трещины. Исследуется не весь периметр колонны.
Разработан акустический телевизор CAT, регистрирующий высокочастотные ультразвуковые импульсы и позволяющий путем сканирования получить изображение стенки обсадной колонны [26,80]. При помощи этого прибора можно определять местонахождение перфорационных отверстий, трещин, муфтовых соединений и т.п. В отличие от скважинного фотоаппарата он позволяет осуществлять сплошной (по стволу) контроль внутренней поверхности труб.
Акустический телевизор для контроля технического состояния обсадных колонн (АВК) предназначен для получения визуального изображения внутренней поверхности открытого ствола и колонн с целью оценки наличия и положения шероховатостей, коррозии, отверстий, щелей и муфтовых соединений. При этом методе:
дается точный визуальный образ внутренней поверхности обсадной колонны, что позволяет оценить ее техническое состояние;
обеспечивается высокая точность идентификации дефектов по их типу и оценки их размеров;
осуществляется вывод информации в реальном масштабе времени на экран монитора, чем достигается высокая оперативность визуализации информации.
Лабораторные исследования герметизирующей способности смеси жидкого стекла и щелочного стока
Для проверки герметизирующей способности состава на основе жидкого стекла и щелочного стока применительно к резьбовым соединениям были проведены лабораторные испытания по специально разработанной методике. В качестве характеристики дефекта резьбы был принят показатель скорости изменения перепада давления, т.е. Ap/t, который для проведенных исследований составил 0,14-0,15 МПа/с. Поскольку исследования имели конкретную цель - ликвидация заколонных перетоков в газовых скважинах ПХГ, то в качестве базового перепада давления было принято давление равное 10 МПа. Для проведения экспериментов была разработана и изготовлена специальная установка (рис 2.3), состоящая из трубы с верхней и нижней резьбовой заглушкой, баллона с азотом, редуктора, манометра и запорного вентиля. Использовались щелочной сток, жидкое стекло, ПАВ, баллон с азотом (10,0 МПа), редуктор, лабораторная установка. Напильником искусственно нарушили резьбу в нижней части трубы так, что азот при давлении в 125 Psi (0,84 МПа), выходил через нижнюю резьбу за 6 секунд. В соответствии с разработанной методикой эксперимент проводился в следующем порядке:
1. Напильником искусственно нарушили резьбу в нижней части трубы так, что азот при давлении в 125 Psi (0,84 МПа), выходил через нижнюю резьбу за 6 секунд.
2. Отвернули верхнее герметичное резьбовое соединение и в трубку налили 10 мл жидкого стекла, далее снова навернули верхнюю крышку. Так как резьба в нижней части установки сильно повреждена, то все жидкое стекло сразу выдавило при 75 Psi (0,53 МПа), и стал выходить азот.
3. Повторно отвернули верхнее резьбовое соединение. Удалили остатки жидкого стекла из трубы и залили 10 мл щелочного стока, навернули верхнюю резьбовую крышку. Начали создавать избыточное давление ступенчато, с шагом 0,2 МПа. При 100 Psi (0,7 МПа) щелочной сток начал выходить из резьбы. Это означало, что закачки одной порции жидкого стекла и одной порции щелочного стока было недостаточно, для того чтобы обеспечить герметичность резьбового соединения. Причиной являлось то, что искусственное нарушение резьбы оказалось очень сильным, и было принято решение произвести дополнительную закачку еще одной порции жидкого стекла. После этого стравили давление, отвернули верхнее соединение и удалили остатки щелочного стока.
4. В верхнее резьбовое соединение залили дополнительную порцию 10 мл жидкого стекла, навернули верхнюю резьбовую крышку и создали избыточное давление до 300 Psi (2,1 МПа). Из резьбы выходит некоторое количество жидкого стекла. Далее отвернули крышку, удалили остатки жидкого стекла, навернули крышку и ступенчато, с шагом 0,2 МПа, опрессовали азотом резьбовое соединение. После этого соединение было герметично в течение 2-х суток до конца эксперимента.
В результате проведения эксперимента установлено, что закачкой первой порции ЖС - ЩСПК не удалось изолировать дефект резьбового соединения, хотя показатель скорости падения перепада давления несколько снизился. Дополнительная закачка порции жидкого стекла позволила герметизировать дефект резьбового соединения полностью.
Таким образом, проведенные лабораторные исследования позволяют сделать следующие выводы:
смесь, состоящая из жидкого стекла и щелочного стока является эффективным изолирующим составом;
для изоляции и укрепления высокопроницаемых коллекторов или грубых дефектов резьбы необходимо закачивать последовательно жидкое стекло плотностью не менее 1400 кг/м3 и щелочной сток; для изоляции низкопроницаемых коллекторов и негерметичных резьбовых соединений сначала следует закачивать щелочной сток, как более высокопроницаемую жидкость, и далее жидкое стекло. В противном случае жидкое стекло закупорит дефект резьбы или пору, что создаст непреодолимое препятствие для проникновения щелочного стока и необходимого соединения не произойдет. При этом может быть, достигнут только временный эффект, то есть псевдогерметизация.
Эффективность выбранных составов поясняется с помощью таблиц: влияние состава на проницаемость песков (табл. 2,3); при укреплении неустойчивых проницаемых пород (табл. 2.4); при восстановлении герметичности резьбовых соединений (табл. 2.5).
Анализ результатов лабораторных исследований (табл. 2.3) показывает, что при содержании ЩСПК менее 18% гель не образуется и состав имеет низкую изолирующую способность (табл. 2.3, п. 1). При увеличении содержания ЩСПК от 18 до 55 % образуется гель с единым «скелетом», по своим свойствам напоминающий резину, пластичный, обеспечивающий 100%-е снижение проницаемости (табл. 2.3, пп. 2-7). При дальнейшем увеличении ЩСПК более 55 % часть реагента не участвует в гелеобразовании, в связи с чем, эффективность состава также падает (табл. 2.3, п. 8).
Из таблицы 2.5 видно, что при закачке рекомендуемого состава происходит восстановление герметичности резьбовых соединений, выдерживающих перепад давления до 10,0 МПа (пн. 1-5). В случае соединения компонентов в соотношении, указанном в п. 6, полная герметизация не достигается из-за отсутствия достаточного проникновения в резьбу. Добавка ОП-10 позволила достигнуть полной герметичности (п. 7). В результате нами был сделан вывод, что использование в данном составе ОП-10 позволяет усилить его проникающую способность и, как следствие, повысить эффективность процесса восстановления герметизации.
Сущность предлагаемого состава характеризуется тем, что для восстановления герметичности резьбовых соединений обсадных труб, изоляции зон поглощений и укрепления неустойчивых проницаемых пород используется смесь, содержащая жидкое стекло плотностью более 1400 кг/см , щелочной сток производства капролактама плотностью более 1100 кг/см , а также неионогенное поверхностно-активное вещество ОП-10 в соотношении: ЖС 45,00-81,60 %; ЩСПК 18,00-55,00 %; ПАВ 0,01- 0,40 % [85].
Приготовление исследуемого состава из трёх широко распространённых материалов снижает его стоимость по сравнению с большей частью аналогов. Предлагаемый состав прост и технологичен в эксплуатации, поскольку для его образования достаточно поверхностного контакта компонентов и время гелеобразования оптимально, т.е. не является чрезмерно коротким и при этом не чрезмерно затянуто, что характерно для большинства применяемых герметизирующих композиций.
В результате экспериментов, проведенных соискателем совместно с Лихушиным А.М., подтверждено, что гель, образовавшийся в процессе смешения вышеуказанных компонентов в заявленном соотношении, обладает высокой герметизирующей и изолирующей способностью, достаточной прочностью и пластичностью, т.е. имеет более высокие эксплуатационные характеристики по сравнению с применяемыми аналогами.
Разработка основных требований к жидкостям для технологии «гидрозатвора» и их составам
Использование жидкостей для гидрозатвора с целью изоляции заколонных перетоков газа путем создания противодавления на продуктивный пласт предусматривает приготовление и закачку в скважину составов с требуемыми технологическими свойствами. Причем закачиваемая в скважину жидкость для гидрозатвора должна сохранять стабильными свои технологические показатели в течение длительного времени (5, 10 и более лет). В качестве оеновных параметров для надпакерной жидкости нами выбраны: плотность, стабильность, вязкость и коррозионная активность. Причем, к той части жидкости, которая контактирует с породами, предъявляются дополнительные требования: жидкость должна обладать низким показателем фильтрации и сохранять устойчивость глинистой покрышки.
Некоторые показатели свойств жидкости для гидрозатвора могут измеряться персоналом бригады по капитальному ремонту скважин в процессе выполнения работ. Обычно это плотность, стабильность, условная вязкость и показатель фильтрации. Такие показатели жидкости, как коррозионная активность и стабилизация глин, необходимо определять в лабораторных условиях.
Плотность. Под плотностью понимают величину, определяемую отношением массы тела к его объему. Выбор величины плотности жидкости для гидрозатвора осуществляется исходя из величины пластового давления в продуктивном пласте или давления в ПХГ (Рш) Стабильность. Стабильность показывает способность жидкости для гидрозатвора сохранять одинаковую плотность по всей высоте скважины. Показатель стабильности измеряется с помощью прибора ЦС-2, представляющего собой металлический цилиндр объемом 800 см3 со сливным отверстием в середине. При измерении отверстие перекрывают резиновой пробкой, цилиндр заливают испытываемой жидкостью, закрывают стеклом и оставляют в покое на 1-3 суток при забойной (или комнатной) температуре. По истечении этого срока отверстие открывают и верхнюю половину жидкости сливают в отдельную емкость и определяют плотность верхней и нижней частей жидкости. За меру стабильности принимают разность плотностей жидкости в нижней и верхней частях цилиндра. Чем меньше значение разности плотностей, тем стабильность жидкости выше.
Вязкость. Стандартные полевые измерения вязкости жидкости для гидрозатвора проводятся с помощью вискозиметра буровых растворов ВБР-1 или воронкой Марша. Оптимальное значение условной вязкости жидкости для гидрозатвора находится от 150-200 с до нетекучего состояния. Максимальное значение условной вязкости жидкости для гидрозатвора определяется ее прокачиваемостью насосом без существенного увеличения давления.
Показатель фильтрации. Процессом фильтрации называют процесс разделения фаз дисперсной системы, происходящий при движении системы через пористую среду, размер пор которой того же порядка, что и размер частиц дисперсной фазы или меньше их. Объем фильтрата принято измерять через 30 мин поcле начала процесса. Различают статическую и динамическую фильтрацию. В первом случае единственным видом движения дисперсной системы над фильтрующей поверхностью является ее постепенное поступление в пористую среду. При динамической фильтрации дисперсная система принудительно, например, с помощью мешалки, перемещается относительно фильтрующей поверхности и при достаточно высокой скорости размывает фильтрационную корку. Уменьшение толщины последней вызывает рост скорости фильтрации. Наиболее распространенным в практике прибором для измерения фильтрации является ВМ-6, в котором она измеряется в статическом состоянии при перепаде давления 0,1 МПа. За показатель фильтрации принимается количество жидкости, которое отфильтровалось через круглый бумажный фильтр площадью 28 см2 за 30 минут. Так как жидкости для гидрозатвора в отличии от буровых растворов не содержат твердой фазы, то уменьшение показателя фильтрации за счет формирования фильтрационной корки не происходит. В связи с чем, допустимое значение показателя фильтрации жидкости для гидрозатвора находится в достаточно широких пределах от 2-3 до 100-120 см и более за 30 мин.
Коррозионная активность. Коррозионную активность жидкости определяют весовым методом, который основан на определении изменений массы образцов после воздействия испытуемой среды в течение 10, 30, 90, 180 и 360 суток. При этом необходимо испытание проводить с учетом максимальной температуры в скважине. Основной показатель коррозионной активности - скорость коррозии (К), представляющий собой отношение разницы между массой в исходном состоянии (q0) и после коррозии (ql) к исследуемой поверхности образца (з) и времени испытания (1), K=(qO-ql)/st (3.3)
Стабилизация глин. Характер поведения глинистых пород при строительстве скважин зависит от геологических, физико-механических и физико-химических факторов. Влияние этих факторов достаточно изучено, на эту тему имеется множество публикаций. Каждый из факторов может оказаться решающим при потере устойчивости глинистых пород. Многие специалисты сходятся в том, что физико-химический фактор - влияние промывочных жидкостей на устойчивость глинистых пород до конца не изучен и поэтому возможно совершенствование и разработка новых систем. Стабилизация глин оценивается выдержкой образцов в испытуемой жидкости для гидрозатвора, для чего отбирается проба глинистой породы из пласта, который будет контактировать c жидкостью для гидрозатвора в скважине. Готовый образец из отобранной глинистой породы определенной массы (20-50 г) выдерживают при температуре пласта в течение 30, 90 и 180 суток. Определяют изменение массы и визуально осматривают (наличие трещин, разрушение). Так как процессы проникновения водной фазы в глинистые породы протекают довольно быстро с их разрушением, то образцы, сохранившие устойчивость в течение 30 суток, будут устойчивы и в течение длительного времени контакта с жидкостью для гидрозатвора, т.е. на время эксплуатации скважины (или ее межремонтного периода).
Надо иметь ввиду, что жидкости для гидрозатвора должны обладать рядом свойств, обеспечивающих их эффективное применение:
- должны быть технологичными при приготовлении и закачке в скважину и не терять своих свойств в условиях пониженных температур (до - 40 С);
- должны обладать етабильноетью на весь срок межремонтного периода скважины;
- не должны оказывать вредного воздействия на персонал и окружающую среду;
- должны быть химически нейтральными к оборудованию и спецтехнике, участвующим в приготовлении составов;
- не должны вызывать коррозию труб, цементного камня и скважинного оборудования;
- должны обладать ингибирующей способностью по отношению к породам, слагающим непроницаемую покрышку;
- должны обладать соответствующей плотностью.
Ликвидация заколонных перетоков в скважинах ПХГ «Бозой»
Гидрозатвор при ликвидации скважин впервые был использован на скважине № 279 ПХГ «Бозой». ПХГ «Бозой» расположено в Шалкарском районе Актюбинской области, в 30 км северо-западнее побережья Аральского моря, в 450 км к юго-западу от областного центра г. Актобе и в 250 км к юго-западу от г. Шалкар. ПХГ «Бозой» создано на базе Бозойской группы газовых месторождений (Жаманкоянкулак и Жаксыкоянкулак) по трассе магистрального газопровода Бухара-Урал. Газовое месторождение Жаманкоянкулак вступило в разработку в 1969 г., а в 1974 г. оно стало использоваться в качестве подземного хранилища.
Газовое месторождение Жаксыкоянкулак введено в разработку в 1968 г., а с 1982 г. началась пробная закачка газа в ПХГ. Типовая конструкция скважин ПХГ «Бозой» представлена на рисунке 4.3.
Объект хранения газа находится в отложениях кумского горизонта верхнего эоцена. В пределах кумского горизонта выделяются две толщи; глинистая и алевритисто-глинистая. Глинистая толща представлена серыми плотными глинами с тонкими прослоями мелкозернистых кварцево-слюдистых песчаников, алевролитов и зеленых опоковидных глин. Алевритисто-глинистая толща сложена тонким чередованием зелеиовато-серых алевритов, глин, реже песчаников и алевролитов. Давление в объекте эксплуатации кумского горизонта колеблется в пределах 2,9 МПа и 3,1 МПа, глубина залегания кровли продуктивного горизонта находится в интервале 330-350 м. Контрольный горизонт олигоцена представлен, как правило, двумя пропластками с глинистой перемычкой между ними. Толщины проницаемых прослоев изменяются от 1,2 до 5,8 м. Контрольно-наблюдательный пласт (олигоцен) сложен листоватыми алевролитами и тонкими пластами песчаных пород с глинистым цементом. Контрольный горизонт представлен, как правило, двумя пропластками с глинистой перемычкой между ними. Мощности проницаемых прослоев изменяются от 1,2 до 5,8 м.
Общая толщина контрольного горизонта на ПХГ Жаманкоянкулак колеблется от 2,6 м (скважина № 21) до 13,2 м (скважина № 4р). Средняя пористость составляет 20 %, газонасыщенность - 50 %. Глубина залегания кровли контрольного горизонта 50-80 м, давление 0,5-0,9 МПа.
Скважина была задавлена глинистым раствором удельным весом 1060 кг/м . МКД в освоенной скважине составляло 1,79 МПа, избыточное устьевое давление в колонне в заглушенной скважине составляло 1,15 МПа. Проведенные в скважине газодинамические исследования подтвердили наличие заколонного перетока газа из объекта хранения в контрольный горизонт и выше до устья, создавая МКД 1,79 МПа, при давлении в контрольном горизонте 0,8 МПа. Провели работы по изоляции продуктивного горизонта путем установки цементного моста с предварительной блокировкой 5% раствором КМЦ с наполнителем различных фракций - асбеетом, бентонитом, опилками. МКД при этом не изменилось. После изоляции продуктивного горизонта переток ликвидирован не был - повторно проведенные ГИС подтвердили наличие связи между продуктивным и контрольным горизонтом. Было принято решение о ликвидации заколонного перетока способом формирования гидрозатвора. Спустили заливочные трубы с глухой пробкой на конце на глубину 330 м и опрессовали их с помощью цементировочного агрегата давлением 12,0 МПа. Подняли трубы и спустили на заливочных трубах пескоструйный перфоратор на глубину 328 м (в глинистые отложения над продуктивным пластом) и сделали круговую сплошную перфорацию эксплуатационной колонны с удалением части цементного камня за колонной, тем самым, сообщив внутреннюю полость эксплуатационной колонны с полостью возможного газопроводящего канала. Работы проводили в течение 6 часов при рабочем давлении 10,0 МПа. Следует отметить, что после формирования гидрозатвора по вышеуказанной технологии, МКД сразу упало до 0,7 МПа, то есть до давления в контрольном горизонте, поскольку переток газа из продуктивного в контрольный горизонт прекратился. Используя пакер опрессовали сформированный кольцевой канал на избыточное давление 1,5 МПа, он оказался герметичным. Провели комплекс ГИС и подтвердили наличие кольцевого канала на глубине 328 м и отсутствие перетока из объекта хранения газа. Далее провели перфорацию контрольного горизонта через две обсадные колонны на глубине 63 м (5 отверстий). МКД исчезло. Спустили заливочные трубы до глубины 328 м и закачали специально приготовленную жидкость для гидрозатвора плотностью 1370 кг/м. В интервале 65-15 м установили верхний ликвидационный мост на глубине 65 м. Схема ликвидации скважины представлена на рисунке 4.4.
Аналогично были ликвидированы скважины №№ 113, 258, 282 ПХГ «Бозой». Скважина № 269, имеющая дефекты в резьбовых соединениях эксплуатационной колонны на глубине 161,5-186,2; 233,0-283,2 м., заколонные скопления и переток из продуктивного кумского горизонта в контрольный олигоценовый горизонт, после ликвидации заколоного перетока вышеописанным способом формирования гидрозатвора, была переведена на пакерный способ эксплуатации.
Таким образом, способ ликвидации заколонного перетока позволяет не только надежно ликвидировать скважину, что важно для скважин ПХГ, но и после восстановления герметичности скважины перевести ее на пакерый способ и сделать пригодным для дальнейшей безопасной эксплуатации.
Промысловые испытания смеси щелочного стока (ЩС) и жидкого стекла (ЖС) провели в скважине № 185 ПХГ «Бозой». Основная информация по скважине № 185 представлена в таблице 4.2.
По результатам ГИС в интервале 28,5-104,7 м выявлен заколонный переток газа, в интервалах 16,7-22,0 м; 28,1-34,7 м и 53,7-67,7 м - заколонные скопления газа. По данным МИД-КС на глубине 148,5 м наблюдается нарушение эксплуатационной колонны. Скважина была передана в капитальный ремонт для ликвидации негерметичности эксплуатационной колонны с последующим переводом на пакерную схему эксплуатации.
После изоляции интервала перфорации отсыпкой песка, провели опрессовку эксплуатационной колонны. Результаты опрессовки подтвердили дефект в колонне, определенный по результатам ГИС в интервале 148,5 м. При нагнетании давления до 1,8 МПа на 2-ой скорости работы агрегата ЦА-320М скважина свободно принимала техническую воду. Закачка 5% раствора КМЦ с кольматантами асбестом, бентонитом, опилками с последующим креплением цементным раствором результатов не дали. После разбуривания моста, при опрессовке давление за 5 минут падало с 3,5 до 1,4 МПа. Использование вместо раствора КМЦ в качестве изоляционного буферного состава более совершенного состава ВУС на основе полиакриламида DKS ORP F-40NT также не привело к положительным результатам, после чего было принято решение о применении в качестве изоляционного состава соединений щелочного стока и жидкого стекла. По специальной технологии закачали по 150 литров компонентов, после чего с разрывом во времени закрепили место негерметичности цементным раствором путем установки моста в интервале 124-160 м с закрытым устьем и с противодавлением. После разбуривания моста испытали колонну на герметичность давлением 3,5 МПа - падение давления в течение 30 минут не наблюдалось, скважина была признана герметичной и переведена на пакерный способ эксплуатации.
Аналогичные работы по ликвидации негерметичности эксплуатационной колонны были проведены в скважине № 186 ПХГ «Бозой». В скважинах №№ 185, 186 ПХГ «Бозой» были использованы изоляционно-тампонирующие или блокирующие свойства соединений ЩСПК и ЖС, то есть дефекты в колоннах были значительны, о чем свидетельствовала достаточно высокая приемистость.
