Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Разработка технологии и изолирующих составов для восстановления герметичности газовых скважин

ВАК РФ 25.00.15, Технология бурения и освоения скважин

Автореферат диссертации по теме "Разработка технологии и изолирующих составов для восстановления герметичности газовых скважин"

005011669

На правах рукописи

МЯСИЩЕВ ВЛАДИМИР ЕВГЕНЬЕВИЧ

РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИИ И ИЗОЛИРУЮЩИХ СОСТАВОВ ДЛЯ ВОССТАНОВЛЕНИЯ ГЕРМЕТИЧНОСТИ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

Специальность: 25.00.15 Технология бурения и освоения скважин

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Москва-2011

005011669

Работа выполнена в Обществе с ограниченной ответственностью «ВолгоУральский научно-исследовательский и проектный институт нефти и газа» («Волго-УралНИПИгаз»)

Научный руководитель:

- доктор технических наук Гайдаров Миталим Магомед-Расулович

Официальные оппоненты:

Ведущая организация:

- доктор технических наук Белоруссов Владимир Олегович

- кандидат технических наук Мироненко Олег Николаевич

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования Санкт-Петербургский государственный горный университет

Защита состоится « 1 » марта 2012 г. в 11:00 часов на заседании диссертационного Совета Д 520.027.01 в ОАО НПО «Буровая техника» по адресу: 113114, г. Москва, ул. Летниковская, 9.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ОАО «НПО «Буровая техника» - ВНИИБТ».

Автореферат разослан «

2012 г.

Ученый секретарь диссертационного Совета, доктор технических наук

Д.Ф. Балденко

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ Актуальность проблемы: Развитие нефтегазовой промышленности, наращивание и стабилизация добычи углеводородного сырья должны сопровождаться повышением долговечности скважин с учетом обеспечения их падежной 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:

1. Анализ причин образования межколонных газоперетоков и нарушений герметичности газовых скважин.

2. Анализ существующих технологий восстановления герметичности газовых скважин и ликвидации МКД.

3. Лабораторные исследования герметизирующих и изолирующих свойств смеси жидкого стекла и щелочного стока производства капролактама.

4. Изучение механизма взаимодействия компонентов изолирующих смесей и разработка методов управления их свойствами.

5. Разработка комплексной технологии восстановления герметичности газовых скважин с применением способа гидрозатвора.

6. Промышленные испытания разработанной технологии восстановления герметичности газовых скважин при их ремонте.

Научная новшна:

1. Экспериментально установлено, что гель, образовавшийся в процессе смешения жидкого стекла и щелочного стока производства капролактама, обладает высокой герметизирующей и изолирующей способностью.

2. Выявлен и изучен механизм образования соединений включения при смешивании жидкого стекла и щелочного стока, основанный на понятиях супрамолекулярной химии.

3. Лабораторными исследованиями определена эффективность применения составов, состоящих из жидкого стекла и щелочного стока, для укрепления неустойчивых проницаемых пород.

4. Теоретически обоснована и экспериментально подтверждена технология ликвидации заколонных перетоков с помощью способа гидрозатвора.

Практическая значимость и реализация работы:

1. Разработана и обоснована комплексная технология для восстановления герметичности газовых скважин с использованием способа гидрозатвора.

2. Определены методы приготовления изоляционных смесей и разработаны составы для восстановления герметичности газовых скважин.

3. Разработаны рецептуры специальных герметизирующих составов, состоящих из жидкого стекла и щелочного стока производства капролактама.

4. 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.

5. 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 140 страницах машинописного текста, содержит 20 рисунков и 12 таблиц.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении рассмотрена актуальность проблемы восстановления герметичности заколонного пространства газовых скважин, определены цели диссертационной работы, сформулированы основные задачи исследований и научная новизна.

Первый раздел диссертации посвящен анализу существующих представлений о причинах и условиях возникновения межколонных

давлений, заколоиных газопсретоков в скважинах газовых месторождений и ПХГ и методов их ликвидации.

Приводится анализ научно-тсхпической литературы, посвященной проблемам образования межколонных давлений, рассмотрены мнения авторов о природе возникновения и формирования каналов для движения газа в закологшом пространстве скважин.

Изучением причин негерметичности скважин, вопросами повышения качества строительства и капитального ремонта скважин, совершенствованием технологий заканчивания скважин занимались известные исследователи:

М.О. Ашрафьян, O.K. Ангелопуло, Ю.М. Басарыгин, В.Ф. Будников,

A.И. Булатов, В.И. Вяхирев, B.C. Данюшевский, Л.Б. Измайлов, Е.Г. Леонов, М.Р. Мавлютов, В.Д. Малеванский, А.А. Мамедов, А.Х. Мирзаджанзаде,

B.И. Мищевич, В.П. Овчинников, Е.М. Соловьев и многие друтие.

Природой возникновения заколоиных газоперетоков, разработкой технологий и технических средств для их ликвидации занимались А.Г. Аветисов, Ф.А. Агзамов, А.П. Агишев, А.А. Ахметов, А.И. Бережной,

А.Н. Бурыкин, А.А. Гайворонский, М.М. Гайдаров, В.В. Грачев,

Н.Э. Зейналов, Н.Х. Каримов, А.И. Киселев, А.Т. Кошелев, В.И. Крылов,

А.М. Лихушин, Н.И. Марухняк, Д.В. Морозов, С.А. Рябоконь, И.А. Сидоров,

К.М. Тагиров, Р.А. Тени, Н.И. Титков, В.Г. Цейтлин, А.А Цыбин,

З.М. Фаттахов, Д.Н. Хадиев, Р.И. Шищенко и другие.

В работе рассмотрены следующие основные причины возникновения межколонных давлений в газовых, газоконденсатных и нефтяных скважинах с высоким газовым фактором:

• негерметичная обсадная колонна, когда переток газа происходит через нарушения обсадной колонны или по негерметичным резьбовым соединениям;

• негерметичное цементное кольцо, когда газ мигрирует по межколонному пространству непосредственно из продуктивного пласта;

• негерметичная устьевая обвязка скважины.

Кроме того, возникновение МКД может быть следствием комбинации перечисленных причин. Зачастую, ввиду отсутствия достоверной и однозначной информации об источниках образования заколоиных газоперетоков, не всегда можно выбрать оптимальный способ для их ликвидации.

Существует достаточно много методов, технологических мероприятий и технических устройств, комплексное применение которых позволяет устранить межколонные газопроявления в скважинах и восстановить герметичность межколонного пространства. В отечественной и зарубежной практике накоплен большой опыт по предупреждению миграции газа. Разработанные мероприятия по предупреждению и ликвидации МКД включают в себя, как совершенствование технологии строительства и эксплуатации скважин, так и разработку новых технологических средств и приемов ликвидации заколониых газоперетоков.

Существующие технологии предупреждения заколоиных газоперетоков в основном направлены на повышение качества цементирования, обеспечивающего более полное и равномерное вытеснение бурового раствора, удаление глинистой корки со стенки скважины, разработку новых тампонажных составов, применение заколоиных пакеров. Для ликвидации уже образовавшихся путей движения газа используется исправительное цементирование под давлением, закачка различных герметизирующих составов, перевод скважины на пакерную схему эксплуатации, применение металлических продольно-гофрированных труб, пластырей и т.д. Качественное восстановление герметичности заколонного пространства зависит не только от выбора способа, но и от изоляционных возможностей применяемых составов. Поэтому для повышения эффективности работ при капитальном ремонте скважин необходимо анализировать успешность применения герметизирующих составов с учетом конкретных скважинных условий и способов их закачки.

Проведенный анализ научно-технической литературы и промысловых материалов показывает, что эффективность применяемых материалов и технологий не всегда удовлетворяет требованиям качественного восстановления герметичности заколонного пространства и ликвидации заколонных газоперетоков. Несмотря на определенные достижения в этой области, вопросы разработки способов ликвидации МКД, сохраняющих свою эффективность в течение длительного времени, являются актуальными и требуют дополнительных исследований.

На основании обобщения результатов проведенного анализа определены основные направления повышения качества проведения работ по ликвидации межколонных давлений и восстановлению герметичности скважин, в том числе путем использования разработанной комплексной технологии.

Второй раздел посвящен разработке герметизирующих составов и технологии восстановления герметичности эксплуатационной колонны. Рассматривается ситуация, когда заколотые газопроявления возникают по причине негерметичности резьбовых соединений (это происходит в большинстве скважин, имеющих межколонные давления). Наиболее рациональным способом ликвидации МКД при этом является способ герметизации резьбовых соединений путем закачки без глушения (или с глушением) скважины по затрубному пространству между НКТ и обсадной колонной различных герметизирующих жидкостей. Эффективность восстановления герметичности резьбовых соединений при существующей технологии закачки во многом определяется составом и свойством герметизирующих жидкостей. В работе обобщены требования, предъявляемые к герметизирующим составам. Для того чтобы герметизирующий состав был эффективным, он должен обладать следующими свойствами:

• технологичностью (простотой закачки, содержанием небольшого числа компонентов);

• экологичностью, низкой токсичностью компонентов состава;

• в рецептуру состава должны входить недорогие и доступные компоненты;

• управляемой проникающей способностью;

• при контакте компонентов быстро приобретать герметизирующую (закупоривающую) способность;

• формировать единый устойчивый скелет (каркас), обеспечивающий герметичность при скважинных перепадах давления и температуры;

• сохранять единый устойчивый скелет и герметичность при внешних воздействиях, связанных с проведением работ по капитальному ремонту и интенсификации скважин, а также в условиях вибрационного поля, связанного с отбором пластовой продукции;

• сохранять коллекторские свойства продуктивного пласта.

Герметизирующие составы могут быть представлены различными

смолами, каучуками синтетическими и натуральными или их смесями. Однако применение вышеназванных материалов трудноосуществимо в силу большого дефицита натурального каучука и его высокой стоимости, а также значительной стоимости смеси, заменяющих его каучуков и других компонентов состава. Кроме того, использование в составах синтетических смол может привести к температурным ограничениям в связи с быстрыми и труднорегулируемыми сроками их отверждения.

В настоящее время для ликвидации МКД широкое распространение получили также составы с использованием растворов КМЦ, растворов КМЦ с кольматантом, талового пека, поливинилового спирта, составов на основе полиакриламида и сшивающих реагентов, смесей жидкого стекла и водных растворов хлорида кальция и хлорида алюминия и т.д.

Основными недостатками используемых герметизирующих составов является их кратковременная эффективность по причине отсутствия

целостности структуры герметизирующего состава, низкой адгезии и проникающей способности компонентов, большой усадки продуктов реакции. Это приводит к разрушению (растрескиванию) герметизирующего состава под действием сил, обусловленных перепадами давления и температуры в результате изменения режимов эксплуатации скважин (особенно это актуально для скважин ПХГ), и, как следствие, к потере герметичности резьбовых соединений.

На основании проведенных нами исследований в качестве

герметизирующего состава предложено использовать смесь, состоящую из жидкого стекла и отходов производства капролактама, для приготовления которой использовались следующие компоненты:

• товарное жидкое стекло, представляющее собой вязкую жидкость плотностью более 1400 кг/м3;

• щелочной сток производства капролактама, который является сложной

смесью натриевых солей органических кислот с переменным составом в зависимости от выпускаемой партии конечного продукта,

представляющий собой жидкость с высокой проникающей способностью, непрозрачную, без механических примесей, плотностью 1100-1200 кг/м3;

• ОП-Ю маслянистая жидкость или паста от светло-желтого до светлокоричневого цвета, является неионогенным поверхностно-активным веществом, обладающим слабощелочной или слабокислой реакцией и хорошо растворимым в воде.

Для изучения герметизирующих и изоляционных свойств смеси жидкого стекла (ЖС) и щелочного стока производства капролактама (ЩСПК) с выявлением механизма их взаимодействия, а также разработки технологии ее закачки проведены необходимые лабораторные исследования.

В диссертационной работе приводятся результаты лабораторных

исследований герметизирующей и изолирующей способностей смеси ЖС и

ЩСПК. Изучен механизм взаимодействия ЖС и ЩСПК, смешение которых приводит к формированию устойчивых соединений.

Исследования проводились в трех направлениях:

1. Влияние состава на проницаемость песка (ликвидация поглощений).

2. Влияние состава на укрепление песка (закрепление неустойчивых пород).

3. Оценка герметизирующей способности состава (восстановление герметичности резьбовых соединений обсадных колонн).

Для снижения концентрации исходных веществ компоненты разбавляли водой и производили их смешивание в разных соотношениях. Сравнение и оценка результатов производились по состоянию полученного продукта и по замерам объема части жидкости, вытесненной при смешивании компонентов. Это позволяет косвенно оценить эффективность подобранной концентрации смеси, поскольку очевидно, что чем больше объем вытесненной жидкости, тем меньше объем компонентов, участвующих в образовании конечного продукта, а значит, тем ниже эффективность соотношения участвующих компонентов. И наоборот, изоляционные свойства продукта возрастают при отсутствии вытесненной жидкости, так как в процессе формирования соединений компоненты взаимодействуют в полном объеме.

Проведенные исследования показали, что при использовании ЖС плотностью более 1400 кг/м3 и ЩСПК во всех случаях происходит образование гелеобразного, нетекучего, пластичного, незатвердевающего со временем вещества. Такое соединение в объемных соотношениях 1:1 происходит практически без вытеснения жидкости, т.е. наиболее эффективно.

Для подбора рецептуры изолирующей смеси и порядка закачки компонентов смеси, обеспечивающей целостность и полную изоляцию высокопроницаемого коллектора, были проведены лабораторные исследования. Исследования проводились в следующем порядке. В

лабораторный стакан с поперечным сечением Б = 47,8 см2 на высоту Д1 = 10 см засыпали с уплотнением песок. При перепаде давления Др = 0,7 МПа, измерили скорость фильтрации 0» по воде в стакане, после чего расчетным путем находили коэффициент проницаемости к по воде по известной формуле:

к = (2-^-Л1/Др-Р (1)

где: 9 - скорость фильтрации, см3/с; ц - коэффициент динамической вязкости жидкости, мПас; Д1 - интервал фильтрации, см; Др - перепад давления, Мпа; Б - площадь поперечного сечения потока, см2. При этом коэффициент проницаемости к измеряется в дарси.

Затем через искусственно полученный коллектор последовательно закачивали: ЩСПК и ЖС; ЖС и ЩСПК; ЖС и раствор хлорида кальция; ЖС и раствор хлорида алюминия. После прокачки жидкостей повторно измеряли (или качественно оценивали) проницаемость. Для исследований использовали разные типы песков по размеру: грубодисперсный песок, просеянный через сито с размером ячеек 0,315 мм и мелкодисперсный песок, просеянный через сито с размером ячеек 0,140 мм.

Проведенные исследования позволили получить следующие результаты. В первом случае после последовательной закачки ЩСПК и ЖС произошло снижение проницаемости песка, но полной изоляции достичь не удалось. Во втором случае после последовательной закачки компонентов в обратном порядке ЖС (100 мл) —> ЩСПК (100 мл) была достигнута полная изоляция песчаного коллектора. При этом в первом и во втором случаях, первоначально рыхлый, несцементированный (несвязанный) песок, становился монолитным прочным продуктом, принявшим форму стакана, в который он был помещен. Далее образец песка выдерживали при избыточном давлении газа (азота) Др = 0,7 МПа в течение суток и еще сутки при избыточном давлении Др = 1,07 МПа. В обоих случаях

газопроницаемость и водопроницаемость отсутствовали.

Лабораторные исследования показали, что укрепление и полная изоляция высокопроницаемых песков эффективно достигается последовательной закачкой ЖС —> ЩСПК, причем при содержании ЩСПК менее 18 % гель не образуется и состав имеет низкую изолирующую способность. При увеличении содержания ЩСПК от 18 % до 55 % образуется гель с единым «скелетом», по своим свойствам напоминающий резину, пластичный, обеспечивающий 100%-е снижение проницаемости. При дальнейшем увеличении содержания ЩСПК (более 55 %) часть реагента не участвует в гелеобразовании, в связи с чем, эффективность состава также падает. Третий компонент - поверхностно-активное вещество ОП-Ю в количестве 0,01 - 0,40 массовых % используется для усиления проникающей способности состава.

Рекомендуемый состав обеспечивает эффективное укрепление образцов песка, так как сформированный продукт, являясь цельным, образует единый «скелет» и имеет достаточную прочность на сжатие, сопоставимую с прочностью на сжатие цементного камня - 18-20 кгс/см2. При закачке в обратной последовательности ЩСПК—>ЖС достигается укрепление образца, но не полная его изоляции. Лабораторные исследования также показали, что использование смеси жидкого стекла и растворов хлоридов кальция и алюминия для изоляционных работ и укрепления высокопроницаемого неустойчивого песка неэффективно.

Для проверки герметизирующей способности состава на основе жидкого стекла и щелочного стока применительно к резьбовым соединениям также были проведены лабораторные испытания по специально разработанной методике. В качестве характеристики дефекта резьбы был принят показатель скорости изменения перепада давления, т.е. ДрЛ, 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, состоящая из трубы с верхней и нижней резьбовой заглушкой, баллона с азотом, редуктора, манометра и запорного вентиля. Использовались щелочной сток, жидкое стекло, ОП-Ю, баллон с азотом (10,0 МПа). Напильником искусственно нарушили резьбу в нижней части трубы так, чтобы азот при давлении в 125 Рві (0,84 МПа), выходил через нижшою резьбу за 6 секунд. Оценка результатов эксперимента и определение необходимого количества опытов осуществлялось с использованием методов математической статистики. Относительная погрешность вычислялась в соответствии с распределением Стьюдента.

В ходе исследований были получены результаты, представленные в

таблице:

№ п/п Состав для герметизации резьбовых соединений, масс., % Перепад давления, МПа Г ермстичноеть резьбы после закачки

1 ЖС 81,60 ЩСПК 18,00 ПАВ ОП-Ю 0,40 10,0 Герметично

2 ЖС 81,70 ЩСПК 18,00 ПАВ ОП-Ю 0,30 10,0 Герметично

3 ЖС 74,90 ЩСПК 25,00 ПАВ ОП-Ю 0,10 10,0 Г срмстично

4 ЖС 55,95 ЩСПК 40 ПАВ ОП-Ю 0,05 10,0 Герметично

5 ЖС 55,99 ЩСПК 40 ПАВ ОП-Ю 0,01 10,0 Герметично

6 ЖС 45 ЩСПК 55 10,0 Давление упало через сутки до 3,5 Мпа

7 ЖС 44,99 ЩСПК 55 ПАВ ОП-Ю 0,01 10,0 Герметично

Из таблицы видно, что при закачке рекомендуемого состава происходит восстановление герметичности резьбовых соединений, выдерживающих перепад давления до 10,0 МПа (пп. 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-Ю позволила достигнуть полной герметичности (п. 7). В результате нами был сделан вывод, что использование в данном составе ОП-Ю позволяет усилить его проникающую способность и, как следствие, повысить эффективность процесса восстановления герметизации.

Таким образом, проведенные лабораторные исследования позволяют 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 проникающую 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. 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/см3, щёлочной сток производства капролактама плотностью более 1100 кг/см3, а также поверхностно-активное вещество ОП-Ю в соотношении: ЖС 45,00-81,60 %; ЩСПК 18,00-55,00 %; ПАВ 0,01-0,40 %. Полученный состав имеет стабильные характеристики, нерастворим в воде и углеводородной среде.

Приготовление исследуемого состава из трех 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 гелсобразовапия 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, пластичностью и деформационной стойкостью к перепадам давления и температуры в скважинах, т.е. имеет более высокие эксплуатационные характеристики по сравнению с применяемыми аналогами.

Для изучения механизма образования соединений при смешивании жидкого стекла и щелочного стока в диссертационной работе рассмотрены основные положения супрамолекулярной химии. Можно предположить, что в исследуемом составе смешение компонентов приводит к образованию герметизирующей смеси, в результате внедрения молекул одного сорта (ЩСПК) в полости решетчатого каркаса из молекул другого сорта (жидкое стекло), без образования химических соединений между ними. Полученные результаты ИК-спектрограммы подтверждают отсутствие химической реакции между компонентами смеси. В супрамолекулярной химии такое образование получило название «соединение включения». Соединения включения образуются в результате внедрения молекул одного вида в полости молекул другого вида. Первые молекулы получили название «гостей», вторые - «хозяев». Способность вещества образовывать соединения включения определяется наличием в нём полостей молекулярных размеров. Молекулы включаемого вещества должны

обладать конфигурацией, соответствующей форме полости. Включенные молекулы удерживаются в соединениях силами межмолекулярного взаимодействия. Следует отметить, что для образования соединения включения достаточно поверхностного контакта компонентов смеси. При соответствующем заполнении молекулярных полостей происходит образование геля, который за оптимально короткое время приобретает герметизирующую способность.

Для супрамолекулярных систем важнейшим является принцип комплементарное™: геометрическое и энергетическое соответствие гостя и хозяина. Размер полости хозяина определяет размер «гостя»; чем точнее соответствие «гость - хозяин», тем выше устойчивость ансамбля.

Из классической химии известно, что соль сильного основания и слабой кислоты не может реагировать с себе подобным веществом, поэтому между натриевой солью кремниевой кислоты и натриевыми солями карбоновых кислот химической реакции не происходит. Тем не менее, смешение жидкого стекла и щелочного стока приводит к их взаимодействию с изменением физических свойств полученной смеси. При смешении ЖС и ЩСПК образуется безусадочная пластичная каучукоподобная масса.

ЩСПК состоит из натриевых солей предельных монокарбоновых (до 40 %) и дикарбоновых (более 60 %) кислот с радикалом от С1 до С5. Для данных кислот характерно стремление к ассоциации, обусловленное электростатическими взаимодействиями полярных групп. Монокарбоновые кислоты способны образовать димеры. Циклическое расположение молекул дикарбоновых кислот при благоприятных условиях может образовывать длинные цепные ассоциаты с соответствующими размерами сечения и заполнять полости хозяйского каркаса. Используя справочные материалы, можно рассчитать размеры сечений образующихся ассоциатов. В результате получаем, что диаметр сечения гидрофобной части составил <11 = 3,07 А, а диаметр сечения полярной части (12 = 3,62 А.

Таким образом, расчетные значения размеров полостей «хозяина» (3,96 -7,94 А) при расчетных значениях размеров «гостя» (3,07 - 3,62 А) соответствуют условиям формирования соединений включения по принципу «хозяин-гость». По полученным расчетным значениям размеров «хозяина» и «гостя» и возможных их конформаций можно с большой уверенностью говорить об образовании устойчивых соединений включения. В рекомендуемом составе смешение реагентов приводит к образованию прочных соединений, образованных, как мы полагаем, включением молекул одного сорта (молекул натриевых солей карбоновых кислот) в полости решетчатого каркаса из молекул друг ого сорта (ассоциированные молекулы силикатов), без образования химической связи между ними, что является новым при получении составов для изоляции.

Механизм образования в микроканалах прочной пластичной герметизирующей структуры при последовательном прокачивании через них ЖС и ЩСПК состоит в том, что при этом создаются условия для формирования устойчивых соединений включения по принципу «хозяин-гость», где в качестве «хозяина» выступает жидкое стекло, а «гостя» -карбоновые кислоты, содержащиеся в отходах производства капролактама. Необходимо отметить, что существующие методы ликвидации негерметичности резьбовых соединений малоэффективны и недолговечны, поскольку технология их герметизации основана на образовании временно непроницаемой пленки на внутренней поверхности обсадных труб. В предлагаемых супрамолекулярных соединениях герметизация резьбовых соединений принципиально иная. Смешение компонентов приводит к образованию соединений, путем включения молекул одного сорта, в полости решетчатого каркаса из молекул другого сорта без образования какой-либо химической связи между ними.

Таким образом, лабораторными исследованиями установлена эффективная герметизирующая и изолирующая способность составов на основе силиката натрия, состоящих из ПАВ, жидкого стекла и щелочного стока. Показано, что в результате смешивания жидкого стекла и натриевых солей карбоновых кислот, содержащихся в щелочном стоке, образуются

устойчивые соединения, способные надежно изолировать и герметизировать микроканалы и укреплять неустойчивый коллектор.

Третий раздел посвящен разработке технологии восстановления герметичности газовых скважин, имеющих межколониые давления.

Если причиной МКД является переток газа по негерметичному заколонному пространству из продуктивного пласта в другой проницаемый горизонт или до устья, то ликвидировать его чрезвычайно сложно. Как правило, изоляция флюидопроводящих микроканалов сводится в основном к попытке закачать в заколонное пространство герметизирующих жидкостей, различных составов, со временем затвердевающих или превращающихся в гели. При этом жидкости пытаются закачивать либо через имеющиеся перфорационные отверстия, предварительно заблокировав продуктивный горизонт, или через специально сделанные отверстия над флюидосодержащим горизонтом, либо с устья. Изоляция сформировавшихся в заколонном пространстве микроканалов, как показывает практика, весьма трудоемка, а ремонтно-изоляционные работы малоэффективны, поскольку закачать в микроканалы изоляционные составы довольно сложно из-за их низкой непроницаемости относительно любых жидкостей. Следует отметить, что закачка с устья в межколонное пространство герметизирующих составов приводит к исчезновению межколонного давления на устье, но не ликвидирует заколонный переток. При этом теряется контроль за межколонным пространством, газ начинает образовывать вторичные техногенные залежи или грифоны, что только усугубляет ситуацию, хотя визуально носит положительный характер (псевдоликвидация).

Основным недостатком существующих способов герметизации является то, что, предотвращая переток газа по заколонному пространству за счет создания кольцевого канала и заполнения его герметизирующим материалом, они, по существу, возвращают скважину в прежний режим нагружения заколонного пространства пластовым давлением газа. Возникающий после возвращения скважины в режим эксплуатации перепад

давления, направленный от пласта к устью скважины, в процессе эксплуатации с течением времени может вновь разрушить загерметизированный кольцевой канал и опять вызвать перетоки газа в заколонном пространстве. То есть эти способы ремонта и восстановления герметичности заколонного пространства скважины не гарантируют эффективности на длительный период эксплуатации и носят временный характер, как, впрочем, и любая «заплатка», поскольку после «латания» заколонного пространства вновь восстанавливается режим его нагружения газом с последующим разрушением и потерей герметичности.

На основе проведенных исследований и испытаний нами предложена технология создания гидрозатвора, включающая формирование кольцевого канала в скважине путем удаления части обсадной колонны в интервале залегания покрышки над продуктивным пластом, удаления тампонажного материала и расширения ствола скважины в окне обсадной колонны. То есть создается гидравлическая связь между внутриколонным и заколонным пространствами в виде кольцевого канала. Особенностью разработанной нами технологии является то, что после формирования гидравлического канала в скважину спускают лифтовую колонну с пакером и циркуляционным клапаном, а затем кольцевой канал и сообщающееся с ним затрубное пространство заполняют жидкостью до уровня, обеспечивающего постоянное превышение гидростатического давления столба жидкости над пластовым давлением газа. Это достигается путем регулирования уровня и/или плотности жидкости гидрозатвора в процессе эксплуатации скважины в соответствии с соотношением:

р=кРга/§Ь (2)

где:

к - коэффициент превышения гидростатического давления столба жидкости над пластовым давлением согласно «Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности» (ПБ 08-624-03, п. 2.7.3.2.); р - плотность жидкости над (выше) сформированным кольцевым

каналом, кг/м3; Рпл - пластовое давление, МПа; g - ускорение свободного падения, м/с2; Ь - высота столба жидкости над кольцевым каналом, м.

Плотность жидкости рассчитывается исходя из величины текущего давления в продуктивном пласте или максимального давления в ПХГ.

Перед переводом скважины на жидкость гидрозатвора необходимо произвести опрессовку сформированного кольцевого канала. Давление опрессовки определяется ПО формуле АР=Р11л - Ргпш, где Ртт - минимальное давление, которое может возникнуть в продуктивном пласте при эксплуатации скважины или отборе газа из

ПХГ. В случае негерметичности проводятся работы по устранению приемистости путем закачки изолирующего состава на основе смеси жидкого стекла и щелочного стока.

В качестве жидкости для гидрозатвора могут быть использованы минерализованные растворы, дизтопливо, газоконденсат и др. Циркуляционный клапан служит для закачки жидкости гидрозатвора и ее замены при необходимости. Пакер разобщает продуктивный горизонт от затрубного пространства скважины и удерживает в нем надпакерную жидкость. Эффективность предлагаемого способа достигается не только за счет восстановления герметичности заколонного пространства скважины, но и за счет ее постоянного поддержания в процессе эксплуатации в течение длительного времени. На рисунке 1 изображена принципиальная схема для реализации предложенного способа. На схеме представлена скважина, содержащая обсадную колонну 1, лифтовую колонну труб 2, тампонажный материал в заколонном пространстве 3 за обсадной колонной, затрубное пространство 4 между обсадной и лифтовой колонной, которая снабжена циркуляционным клапаном 5 и пакером 7, непроницаемую покрышку 8, над продуктивным пластом 9, интервал перфорации 10 и кольцевой канал 6.

I

I

I

Рис 1. Схема гидрозатвсра

Данный способ реализуется в скважинах, где источником газопроявления является продуктивный пласт, а миграция происходит по

1

] заколонному пространству до вышележащего проницаемого пропластка или

до устья, и заколонное пространство герметично относительно воды.

Гидрозатвор обеспечивает надежное и постоянное превышение гидростатического давления столба жидкости как в затрубном пространстве, так и в сообщающемся с ним кольцевом канале, над пластовым давлением.

I Тем самым без «латания» цементной крепи исключается переток (миграция)

I газа по заколонному пространству, при этом перепад давления в системе

«гидрозатвор - пласт», постоянно направлен в сторону продуктивного I пласта. За счет гидравлической связи надпакерного пространства с

1 заколонным, через вырезанный кольцевой канал, гидрозатвор создает

I I

непреодолимые условия для прорыва газа через вскрытую скважиной покрышку продуктивного пласта.

В качестве основных 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.

Принципиальным в предлагаемом способе является пресечение возможности прорыва газа из пласта-коллектора через глинистую покрышку, разгерметизированную стволом скважины, за счет постоянного превышения гидростатического давления столба жидкости гидрозатвора над пластовым давлением, опрессовка вырезанного кольцевого канала и обоснованный выбор жидкости для гидрозатвора.

В четвертом разделе приводятся результаты промысловых испытаний технологии восстановления герметичности газовых скважин.

Промысловые испытания технологии ликвидации межпластового перетока предлагаемым способом гидрозатвора были проведены в скважине № 74 Невского ПХГ.

Геофизические исследования, выполненные до проведения капитального ремонта, определили межпластовый переток из объекта хранения и наличие заколонных скоплений газа. Для формирования гидрозатвора в скважине выбрали интервал эксплуатационной колонны в плотных непроницаемых породах, служащих покрышкой продуктивного пласта, на глубине 999 - 1007 м. В выбранном интервале удалили часть обсадкой колонны на глубине 1001,5 - 1004 м путем фрезерования с помощью колонного фрезера. Работы проводили на минерализованном растворе с плотностью 1460 кг/м3 и вязкостью 28 - 30 с. в соответствии с пластовым давлением (?ш=\2,4 МПа). Далее произвели спуск компоновки с раздвижным расширителем (РР) -138/280 на бурильных трубах 0 73 мм и

расширили интервал фрезерования до максимального диаметра с удалением цементного камня и породы. После этого промыли скважину раствором в объеме 36 м3 и спустили аппарат для пескоструйной перфорации и расширения (АПР-6), промыли забой от осевшего шлама, подняли компоновку до интервала фрезерования и промыли через АПР-6 сформированный канал в интервале 1001,5 - 1004 м. Затем опрессовали расширенное заколонное пространство на расчетное давление 40 кгс/см2. Поскольку приемистость составила 50 л/мин, а затем, практически, прекратилась, сформированный канал был признан герметичным, Далее, в соответствии с разработанной технологией, при негерметичности канала или цементного камня, проводятся работы по их герметизации путем закачки специальных составов из смеси жидкого стекла и щелочного стока. После формирования гидрозатвора был проведен комплекс геофизических исследований с целыо определения наличия или отсутствия газопрертоков. Комплекс ГИС подтвердил успешную ликвидацию межпластового перетока.

Комплексная технология ликвидации межколонных давлений с применением гидрозатвора была также успешно использована при ликвидации скважин №№ 113, 258, 279, 282 ПХГ «Бозой» в Республике Казахстан.

Работы по восстановлению герметичности эксплуатационных колонн с применением в качестве изоляционного состава соединений щелочного стока и жидкого стекла успешно проведены в скважинах №№ 185, 186 ПХГ «Бозой» в Республике Казахстан и в скважинах №№ 136, 434, 436 Степновского ПХГ Саратовской области, которые впоследствии были признаны герметичными в результате гидравлических испытаний.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И ПРЕДЛОЖЕНИЯ

1. Теоретически обоснована и экспериментально подтверждена технология ликвидации заколонных перетоков с помощью способа гидрозатвора.

2. Лабораторными исследованиями установлена эффективность применения составов, состоящих из жидкого стекла и щелочного стока производства капролактама, для укрепления неустойчивых проницаемых пород.

3. Экспериментально подтверждено, что гель, образовавшийся в процессе смешения жидкого стекла и щелочного стока, обладает высокой герметизирующей и изолирующей способностью.

4. Разработаны рецептуры специальных герметизирующих составов, состоящих из жидкого стекла и щелочного стока.

5. Определены методы приготовления изоляционных смесей, разработаны и применены на практике составы для восстановления герметичности газовых скважин.

6. Результаты диссертационной работы могут быть использованы при строительстве скважин для ликвидации поглощений и укрепления сыпучих и неустойчивых пород, при капитальном ремонте скважин для ликвидации МКД, при выполнении ремонтно-исправительных работ для восстановления герметичности эксплуатационной колонны, а также при изоляции продуктивных горизонтов в процессе ликвидации скважин.

7. Разработанная технология восстановления герметичности обсадной колонны 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.

Список публикаций по теме диссертации

1. Мясищев В.Е. Изучение механизма восстановления герметичности газовой скважины, имеющей МКД / М.М. Гайдаров, А.М. Лихушин, В.Ф. Янкевич,

В.Е. Мясищев, А.В. Петренко // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море, М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2010.-№7-С. 35-42

2. Мясищев В.Е. Совершенствование технологии ликвидации межколонных давлений в газовых скважинах / О.А. Ковалевская, В.Е. Мясищев// Управление качеством в нефтегазовом комплексе, 2010. - № 2. - С. 56-61

3. Мясищев В.Е. Использование баритовых пробок для ликвидации газопроявлений / А.М. Лихушин, В.Е. Мясищев // Управление качеством в нефтегазовом комплексе, 2009. - № 4. - С. 65-67

4. Мясищев В.Е. Предупреждение осложнений при цементировании скважин в неустойчивых глинистых отложениях / А.М. Лихушин, М.М. Гайдаров,

В.Е. Мясищев // Управление качеством в нефтегазовом комплексе. - 2011. -№ 1.-С. 52-55

5. Мясищев В.Е. Проектирование скважин подземных хранилищ газа / А.М. Лихушин, В.Е. Мясищев // Управление качеством в нефтегазовом комплексе, 2010,-№4.-С. 48-51

6. Мясищев В.Е. Ликвидации заколонного перетока в скважине № 74 Невского ПХГ способом гидрозатвора / А.М. Лихушин, Г.Н. Рубан, М.М. Гайдаров, О.А. Ковалевская, А.А. Хуббатов, А.В. Ляшенко В.Е. Мясищев // Управление качеством в нефтегазовом комплексе, 2011. - № 4. - С. 48-51

7. Патент РФ № 2435822Ю, МПК С09К8/42. Состав для восстановления герметичности резьбовых соединений обсадных труб, изоляции зон поглощений и укрепления неустойчивых проницаемых пород» / Ковалевская О.А., Мясищев В.Е. - заявка № 2010118550/03; заявл. 12.05.2010; опубл. 10.12.2011. Бюл. № 34. -6 с.

8. Патент РФ № 2431033, МПК Е21ВЗЗ/10. Способ восстановления герметичности заколонного пространства скважины газовой залежи или залежи, содержащий в своей продукции природный газ / Лихушин А.М., Рубан Г.Н., Нифантов В.И., Янкевич В.Ф., Мкртычан Я.С., Шамшин В.И., Зубарев А.П., Мясищев В.Е. - заявка № 2010107534/03; заявл. 01.03.2010; опубл. 10.10.2011. Бюл. №28. -7 с.

Подписано в печать 26 января 2012 г. Объем 1,2 п. л.

Тираж 120 экз.

Заказ № 40

Отпечатано в Центре оперативной полиграфии ООО «Ол Би Принт»

Москва, Ленинский пр-т, д.37

Текст научной работыДиссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Мясищев, Владимир Евгеньевич, Москва

61 12-5/1637

Общество с ограниченной ответственностью «Волго-Уральский научно-исследовательский и проектный институт нефти и газа» («Волго-УралНИПИгаз»)

РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИИ И ИЗОЛИРУЮЩИХ СОСТАВОВ ДЛЯ ВОССТАНОВЛЕНИЯ ГЕРМЕТИЧНОСТИ ГАЗОВЫХ

СКВАЖИН

Специальность 25.00.15. - Технология бурения и освоения скважин Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук

На правах рукописи

МЯСИЩЕВ ВЛАДИМИР ЕВГЕНЬЕВИЧ

Научный руководитель:

доктор технических наук

Гайдаров Миталим Магомед-Расулович

Москва - 2012

СОДЕРЖАНИЕ

СОДЕРЖАНИЕ.......................................................................................................2

СПИСОК РИСУНКОВ...........................................................................................4

СПИСОК ТАБЛИЦ.................................................................................................5

ВВЕДЕНИЕ..............................................................................................................6

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

2

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

СПИСОК РИСУНКОВ

Рисунок 1.1- Зависимость частоты возникновения заколонных

газопроявлений от кривизны скважины.............................................................24

Рисунок 1.2- Контакт цементного раствора со стенкой скважины................27

Рисунок 1.3 - Удельный вес скважин с МКД в эксплуатационном фонде

Степновского ПХГ...............................................................................................61

Рисунок 1.4 - Удельный вес скважин с МКД, пробуренных за

определенный период на Степновском ПХГ.....................................................62

Рисунок 1.5- Удельный вес скважин с МКД в эксплуатационном фонде

Песчано-Уметского ПХГ......................................................................................63

Рисунок 1.6 - Удельный вес скважин с МКД, пробуренных за

определенный период на Песчано-Уметском ПХГ...........................................63

Рисунок 1.7- Удельный вес скважин с МКД в эксплуатационном фонде

Елшано-Курдюмского ПХГ.................................................................................64

Рисунок 1.8 - Удельный вес скважин с МКД, пробуренных за

определенный период на Елшано-Курдюмском ПХГ.......................................64

Рисунок 2.1- Установка Фильтр-пресс..............................................................74

Рисунок 2.2 - Образцы песка после прокачки через них ЖС и ЩСПК..........76

Рисунок 2.3 - Схема установки для исследования герметизации резбовых

соединений.............................................................................................................82

Рисунок 2.4 - Соединение включения................................................................90

Рисунок 2.5 - Схематическое изображение структур цепей, образованных

тетраэдрами БЮ4..................................................................................................92

Рисунок 2.6 - Фурье спектрометр УеЛех-70......................................................96

Рисунок 2.7 - ИК-спектры жидкого стекла, щелочного стока и их смеси.....97

Рисунок 3.1 - Схема гидрозатвора....................................................................102

Рисунок 4.1 - Результаты ГИС после формирования гидрозатвора..............110

Рисунок 4.2 - Техническое состояние скважины после КРС.........................110

Рисунок 4.3 - Типовая конструкция скважин ПХГ «Бозой»..........................113

Рисунок 4.4 - Схема ликвидации скважин с гидрозатвором..........................116

СПИСОК ТАБЛИЦ

Таблица 1.1 Сведения о наличии МКД в скважинах эксплуатационного

фонда основных ПХГ............................................................................................14

Таблица 2.1 Характеристика ЩСПК...................................................................72

Таблица 2.2 Показатели проницаемости песков...............................................75

Таблица 2.3 Влияние состава на проницаемость песков..................................83

Таблица 2.4 Влияние состава на укрепление песков.........................................84

Таблица 2.5 Влияние состава на герметичность резьбовых соединений........85

Таблица 2.6 Карбоновые кислоты в ЩСПК.......................................................93

Таблица 4.1 Основная информация по скважинам Невского ПХГ................108

Таблица 4.2 Основная информация по скважине № 279................................114

Таблица 4.3 Основная информация по скважине № 185................................118

Таблица 4.4 Основная информация по скважинам Степновского ПХГ........120

Таблица 4.5 Применение технологий................................................................122

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность проблемы: Практика разработки газовых месторождений и подземных хранилищ газа показывает, что, несмотря на совершенствование технологий строительства скважин, большое их число нуждается в проведении ремонтных работ, направленных на ликвидацию межколонных флюидопроявлений, межпластовых перетоков, ремонт обсадных колонн. Возникновение межколонных давлений (МКД) в скважинах месторождений углеводородов и подземного хранилища газа (далее ПХГ) даже при современном уровне развития техники и технологии является серьезной проблемой. Анализ опыта работы месторождений и скважин крупнейших нефтяных и газовых компаний мира показывает, что проблема возникновения межколонных давлений не зависит от условий конкретного нефтяного или газового месторождения. Проводимые изоляционные работы, как правило, малоуспешны или их результаты недолговечны. Большинство (около половины) скважин в России и за рубежом вынужденно эксплуатируются при наличии межколонных давлений. Нередко, как например, на Астраханском ГКМ, проблема МКД осложняется присутствием в пластовом флюиде высокотоксичных компонентов и наличием в разрезе нескольких нефтегазовых пластов с аномально высоким давлением. Неконтролируемые и неуправляемые газопроявления в виде грифонов, особенно газопроявления с сероводородом, наносят непоправимый экологический урон. Все это может быть причиной высокого темпа снижения пластового давления месторождения углеводородов, особенно в начальный период его эксплуатации, что приводит к серьезным нарушениям проектных режимов разработки и безвозвратным потерям газа.

Кроме того, наличие МКД создает серьезную проблему при ликвидации скважин, поскольку для этого необходимо ликвидировать каналы миграции газа из продуктивного пласта за колонной, а сделать это качественно очень сложно. В противном случае газ будет продолжать миграцию по наработанным каналам в заколонном пространстве обсадных

колонн из пластов с большим давлением в проницаемые пласты с меньшим давлением.

При рассмотрении причин потери герметичности заколонной части ствола, возникновения перетоков пластовых флюидов и образования МКД особое значение и важность приобретают вопросы качества крепления скважин. Следует отметить, что в связи с отсутствием единой модели, способной достоверно предсказать время образования МКД, в том числе появление мигрирующего газа на устье скважины и интенсивность его истечения, потенциально опасной следует считать крепь любой скважины нефтегазовых месторождений и ПХГ, находящейся в процессе строительства, эксплуатации, капитальном ремонте или ином статусе.

Существует целый ряд технологий, 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 продолжает оставаться одним из основных видов ремонтных работ. В этой связи разработка технологий и технических средств, направленных на повышение эффективности ремонтных работ по данной категории является весьма актуальной задачей. Несмотря на большое количество научных работ и исследований в этом направлении, природа заколонных газопроявлений изучена недостаточно, по этому поводу было выдвинуто множество различных гипотез, но единой точки зрения на природу возникновения и формирования каналов движения газа в заколонном пространстве нет.

В общем случае причины негерметичности заколонного пространства скважин можно разделить на первичные, связанные с некачественным креплением скважины, и вторичные, связанные с технологическими операциями в скважине при их заканчивании, эксплуатации и капитальном ремонте (гидравлические и термические воздействия, кумулятивная перфорация, соляно-кислотная обработка, гидроразрыв пласта, глушение скважины, закачка технологических жидкостей, установка цементных мостов и их последующим

разбуриванием, ловильные работы, спуско-подъемные операции и др.), а также коррозионное разрушение цементного камня.

Установление и анализ причин возникновения флюидопроявлений в скважинах представляют значительный интерес, как с точки зрения рационального выбора подземного оборудования, так и с позиции квалифицированного проведения работ по предупреждению и устранению негерметичности.

Существующие технологии ликвидации МКД связаны в основном с методами повторного цементирования, разработкой и закачкой в скважину специальных тампонажных материалов и герметизирующих составов. Несмотря на определенные достижения, ныне существующие методы и технологии ликвидации МКД не гарантируют эффективности на длительный период эксплуатации скважин, и носят временный характер.

В этой связи, является актуальной предлагаемая принципиально новая простая и надежная технология восстановления герметичности заколонного пространства газовых скважин. Если причиной МКД является переток газа по негерметичному заколонному пространству из продуктивного пласта до вышележащего проницаемого горизонта или до устья, и заколонное пространство герметично относительно воды, то в таких скважинах с целью ликвидации газоперетока можно реализовать технологию, предлагаемую в настоящей диссертационной работе.

Цель работы:

Повышение качества ремонта газовых скважин путем разработки эффективных технологий и материалов, обеспечивающих их герметичность.

Основные задачи исследования:

1. Анализ причин образования межколонных перетоков и нарушений герметичности газовых скважин.

2. Анализ существующих технологий восстановления герметичности газовых скважин и ликвидации МКД.

3. Лабораторные исследования герметизирующих и изолирующих свойств смеси жидкого стекла и щелочного стока производства капролактама.

4. Изучение механизма взаимодействия компонентов изолирующих смесей и разработка методов управления их свойствами.

5. Разработка комплексной технологии восстановления герметичности газовых скважин с применением способа гидрозатвора.

6. Промышленные испытания разработанной технологии восстановления герметичности газовых скважин при их ремонте.

Научная новизна:

1. Экспериментально установлено, что гель, образовавшийся в процессе смешения жидкого стекла и щелочного стока производства капролактама обладает высокой герметизирующей и изолирующей способностью.

2. Выявлен и изучен механизм образования соединений включения при смешивании жидкого стекла и щелочного стока, основанный на понятиях супрамолекулярной химии.

3. Лабораторными исследованиями определена эффективность применения составов, состоящих из жидкого стекла и щелочного стока для укрепления неустойчивых проницаемых пород.

4. Теоретически обоснована и экспериментально подтверждена технология ликвидации заколонных перетоков с помощью способа гидрозатвора.

Практическая значимость и реализация работы:

1. Разработана и обоснована комплексная технология для восстановления герметичности газовых скважин с использованием способа гидрозатвора.

2. Определены методы приготовления изоляционных смесей и разработаны составы для восстановления герметичности газовых скважин.

3. Разработаны рецептуры специальных герметизирующих составов, состоящих из жидкого стекла и щелочного стока производства капролактама.

4. 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 для восстановления герметичности эксплуатационной колонны;

• изоляции продуктивных горизонтов в процессе ликвидации скважин.

5. 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 140 страницах машинописного текста, содержит 20 рисунков и 12 таблиц.

Автор выражает глубокую признательность своему научному руководителю - д.т.н. М.М-Р. Гайдарову, д.т.н. С.Н. Гороновичу, д.т.н., профессору A.M. Гусману, д.т.н., профессору Н.И. Иванову, к.т.н. A.M. Лихушину, д.т.н. В.И. Нифантову, за помощь при выполнении работы и проведении стендовых испытаний.

1. АНАЛИЗ СОСТОЯНИЯ ИЗУЧЕННОСТИ ВОПРОСОВ ЭФФЕКТИВНОСТИ ТЕХНОЛОГИЙ ВОССТАНОВЛЕНИЯ ГЕРМЕТИЧНОСТИ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН, ИМЕЮЩИХ МЕЖКОЛОННЫЕ ДАВЛЕНИЯ. ПОСТАНОВКА ЗАДАЧ ИССЛЕДОВАНИЙ

1.1. Анализ современных представлений о причинах возникновения МКД

Изучением причин негерметичности скважин, вопросами повышения качества строительства и капитального ремонта скважин, совершенствованием технологий заканчивания скважин занимались известные исследователи:

М.О. Ашрафьян, O.K. Ангелопуло, Ю.М. Басарыгин, В.Ф. Будников, А.И. Булатов, В.И. Вяхирев, B.C. Данюшевский, Л.Б. Измайлов, Е.Г. Леонов, М.Р. Мавлютов, В.Д. Малеванский, A.A. Мамедов, А.Х. Мирзаджанзаде, В.И. Мищевич, В.П. Овчинников, Е.М. Соловьев и многие другие.

Природой возникновения заколонных газоперетоков, разработкой технологий и технических средств для их ликвидации занимались А.Г. Аветисов, Ф.А. Агзамов, А.П. Агишев, A.A. Ахметов, А.И. Бережной, А.Н. Бурыкин, A.A. Гайворонский, М.М. Гайдаров, В.В. Грачев, Н.Э. Зейналов, Н.Х. Каримов, А.И. Киселев, А.Т. Кошелев, В.И. Крылов, A.M. Лихушин, Н.И. Марухняк, Д.В. Морозов, С.А. Рябоконь, И.А. Сидоров, K.M. Тагиров, P.A. Тенн, Н.И. Титков, В.Г. Цейтлин, А.А Цыбин, З.М. Фаттахов, Д.Н. Хадиев, Р.И. Шищенко и другие.

Авторы работ [13,34,46] считают, что к окончанию процесса затвердевания раствора сформированный цементный камень уже не способен оказывать необходимое гидростатическое противодавление на пласт. Кроме того, объем цементного камня за колонной к окончанию затвердевания цемента уменьшается в среднем на 6 % для различных типов цементов в замкнутом заколонном пространстве скважины, в сравнении с объемом закачанных в скважину исходных продуктов (контракция цемента). Га