Ключевые слова: межколонное давление, флюидопроявления, газопроявления, методы ликвидации, причины возникновения, методы обнаружения, осложнения скважины, КРС, эксплуатация скважин.
Межколонное давление (МКД) возникает на всех этапах существования скважины. Причинами проявления МКД могут быть: загазованность и загрязнение территории из-за утечки флюида через запорную арматуру. Вследствие утечек образуется газовоздушное облако, которое может воспламениться и привести к серьезным экологическим последствиям. Поэтому необходимо решать данную проблему, знать причины возникновения МКД, устанавливать местонахождения источника, применять имеющиеся решения и создавать новые.
На рисунке 1 представлена скважина, осложненная межколонным давлением. Газ или жидкость может перемещаться из пласта по каналам в цементном камне в межколонном и заколонном пространстве, как показано на рисунке 1 в пункте а, или же флюид может проникать ввиду негерметичности оборудования скважины (см. рис. 1 пункт б).
Источниками возникновения МКД могут выступать как нефтяные и газовые пласты, так и флюидонасыщенные, не представляющие интереса для промышленной разработки и перекрытые обсадными колоннами. В качестве причин, из-за которых возможно движение газа и появление давления в межколонном и заколонном пространстве, могут быть: негерметичность элементов скважины и цементного камня [14]. Цементирование скважины представляет собой процесс заполнения тампонажным раствором пространства между обсадными колоннами и обсадной колонной и стенкой скважины (см. рис. 2). Оно необходимо для качественного крепления скважины, для создания герметичного заколонного и межколонного пространства с целью повышения безопасности эксплуатации, предупреждения перетоков жидкости и газа в межколонном и заколонном пространстве
Ниже приведены основные дефекты цементного камня и оборудования, способствующие возникновению МКД [19].
• Образование каналов фильтрации флюидов вследствие нарушения целостности цементного кольца.
• Негерметичность элементов оборудования, таких как резьбовые соединения, обсадные колонны и уплотнительные элементы наземного и подземного оборудования.
Причины же возникновения дефектов цементного кольца и каналов фильтрации обоснованы следующими факторами:
1. Седиментационное оседание частиц цемента во время его твердения, что характерно в особенности для наклонных скважин. Оседание происходит по нижней образующей, в то время как по верхней образуется поток жидкости затворения, направленный в обратном направлении [19].
2. Ниже приведены факторы, которые могут быть причиной образования каналов фильтрации или зазоров между цементным камнем, обсадной колонной и скважиной [19]:
• Воздействие на цементный камень различных нагрузок, таких как: перфорация, опрессовка, разбуривание цементного стакана и др.;
• Неполное вытеснение бурового раствора цементным в затрубном пространстве.
Методы ликвидации МКД
Определение источникаПеред началом ремонта необходимо точно определить место флюидопроявлений как источника МКД с помощью геофизических исследований, а именно метода трехкомпонентного геоакустического каротажа [6, 3].
Этот способ определения места флюидопроявления основан на измерении амплитуды геоакустической эмиссии. Находящиеся в приборе датчики позволяют фиксировать упругие волны в скважине, образованные вследствие технологических и геодинамических процессов. Наиболее высокой интенсивностью упругих волн обладает газ, движущийся по отверстию малого диаметра с переменной траекторией и высоком градиенте давления. Потоки нефти, воды и газа при равных условиях имеют различные спектры шумов, причем для газа характерен высокочастотный спектр, для нефти и воды – более низкочастотный. На примере представлена конструкция скважин, геофизические исследования (гамма-каротаж – ГК) вскрытого разреза скважин, локатор муфт (CCL) эксплуатационной колонны, параметры ТК ГАК (Н1, Н2, Н4, Z1, Z2, Z4). Пример, отображенный на рис. 3, показывает результат трех замеров: 1 – фоновый; 2 – при стравливании МКД из межколонного пространства; 3 – при восстановлении давления в МКП. Опираясь на знания спектров шумов для определенного флюида, можно сделать вывод о том, что наблюдается переток газожидкостной смеси из затрубного пространства в межколонное.
Распространение же упругих волн в скважине обуславливается движением флюида. Интенсивность шумов зависит от множества факторов, таких как: упругие свойства породы, элементы скважины и оборудования, реологические свойства флюидов, формы и размеров каналов движения флюида, а также давление и его градиент.
Основываясь на принципе работы прибора, можно определить интервалы проявлений, интенсивность шумов которых видна на общем виброакустическом поле в виде больших значений амплитуды волнового поля по сравнению с фоновым.
Принципы ликвидации МКД
Очень часто причинами МКД служат дефекты, образованные на стадии строительства скважины, поэтому наименее энергозатратным и наиболее безопасным является обеспечение качества цементирования и герметичности резьбовых соединений обсадных колонн на этапе строительства скважины [7].
В основном для ликвидации перетоков газа по межколонному пространству и пространству между обсадной колонной и породой необходимо решить следующие задачи:
· Восстановить герметичность цементного камня над интервалом поступления флюида. Именно этот цементный камень и может служить каналом связи источника флюидопроявления и устья.
· Перекрыть каналы между цементным камнем и породой. Зачастую это пространство, являющееся каналом для движения газа, образуется вследствие недостаточного вытеснения бурового раствора буферным или в результате продолжительной эксплуатации скважины, из-за чего вследствие колебаний обсадной колонны и образуются эти каналы перетока газа.
Существующие на данный момент способы ликвидации МКД можно разделить на следующие:
· Химические: закачка различного рода изолирующих и гравитационных составов.
· Механические: вырезка окна над зоной газопроявления и установка гидрозатвора или замена цементного камня на данном участке.
· Технологические: эксплуатация скважины с МКД с постоянным отслеживанием состояния скважины и периодическим стравливанием газа.
Для решения данной проблемы существует множество технологий, основные из которых представлены ниже.
Закачка кольматирующего состава. В данном случае производится закачка с последующим продавливанием в межколонное пространство облегченного тампонажного состава, кольматирующего состава на органической и неорганической основе. Результатом данного вида ремонта является восстановление герметичности цементного камня путем заполнения его трещин.
Закачка гравитационного состава. Этот способ подразумевает замену пластовой жидкости, образовавшейся в межколонном пространстве в области незаполненной цементом, на раствор высокой плотности в виде суспензии микробарита в растворе ПАВ и растворителей. Этот раствор, имея высокую подвижность, способен проникать в дефекты цементного камня, сдерживая поступление флюида, также он замещает пластовый флюид над крепью скважины. Его совокупное воздействие на крепь скважины способно ограничить поступление газа [23].
Вырезка участка колонны и установление новой крепи. Этот способ борьбы с МКД основан на вырезке участка обсадной колонны в покрышке продуктивного пласта над источником газопроявлений и закачке в указанное пространство тампонажного раствора [16].
Создание гидрозатвора. В этом способе вырезается участок в обсадной колонне над зоной газопроявлений, тем самым формируется расширенный кольцевой канал, связанный с внутрискважинной жидкостью. Тем самым обеспечивается превышение гидростатического давления над давлением проникающего по межколонному или заколонному пространству газа. Добыча же флюида из нижележащих горизонтов может осуществляться с помощью установки НКТ и установки пакера, отделяющего жидкость гидрозатвора от добываемого флюида [16].
Стравливание газа и контроль состояния скважины. Данный метод является скорее временным и не считается ремонтом. Он заключается в стравливании газа при превышении допустимого значения МКД и отслеживании динамики величин МКД. На некоторых месторождениях уже используют этот метод борьбы с МКД, например, на месторождениях Ю. Корчагина и В. Филановского есть регламент по стравливанию МКД для отслеживания состояния межколонного пространства и динамики изменения МКД [7, 15].
На рисунке 4 представлена схема с технологиями по ликвидации МКД.
Примеры месторождений с МКД
Шельф севера Каспийского моря (месторождения имени Ю. Корчагина и В. Филановского)
С наличием межколонного давления борются на севере шельфа Каспийского моря, а именно – на месторождениях имени Ю. Корчагина и В. Филановского. Метод определения интервалов дефекта основан на спектральной шумометрии и проводился на аппаратуре SNL. Для борьбы с МКД на данных месторождениях применяются два метода [6, 18, 2, 23].
Первый метод основан на закачке специального герметизирующего состава на масляной основе в МКП скважин, зацементированных до устья. Закачка производится через задвижку, и состав продавливается в межколонное пространство, а именно – в трещины и микрокаверны в кровле цементного [24].
Второй метод основан на гравитационном замещении пластового флюида на утяжеленный раствор. Он применяется для скважин, зацементированных не до устья, в качестве замещающего состава используется щебеночно-песчаная смесь или утяжеленный тампонажный состав WARP. Ремонт данным методом схож с первым способом: назначение замещающего состава – заполнить дефекты цементного камня с максимальным охватом по его длине. При закачке утяжеленного состава происходит последующее стравливание пластового флюида до давления 0,4 Мпа или до 1 Мпа при высоких первоначальных давлениях в МКП. Данный процесс длителен и может длиться больше года [24].
Основываясь на данных источника [18], проведен анализ по использованию агента для ликвидации МКД вторым способом. По количеству применения агента в ремонте по ликвидации МКД преобладает агент WARP с процентом использования 77 % по сравнению с ЩВПС – 22 %.
Также проанализирована успешность работ с применением специализированного тампонажного состава WARP и ЩВПС. Так, полное снижение МКД при использовании WARP наблюдаются в 71 % случаев от общего числа ремонтов, однако все ремонты с применением данного агента дали результат в виде снижения МКД минимум в 1,86 раза. Применение же ЩВПС оказалось менее эффективным и дало весомый результат лишь в одном случае из четырех.
Сравнивая два агента, применяемых на месторождениях шельфа северной части Каспийского моря, можно сделать вывод о том, что применение WARP эффективнее, однако требует больших объемов закачки.
Астраханское газоконденсатное месторождение
Проблема МКД наблюдается и на Астраханском газоконденсатном месторождении, на котором в 70 скважинах обнаружена проблема МКД после бурения, а в 59 скважинах – во время их эксплуатации [9].
Борьба с межколонными давлениями на этом месторождении ведется с помощью гравитационного метода. В данном случае применяется закачка раствора с плотностью 2100–2300 кг/м3 на основе микробарита, также данный состав содержит ПАВ и растворители. Данная суспензия, описанная выше, сдерживает поступление газа на устье за счет своей высокой плотности [9].
Шельф Вьетнама (месторождение Белый Тигр)
Еще одним месторождением с явной проблемой межколонных давлений является Белый Тигр, расположенное на шельфе Вьетнама. На данном месторождении по состоянию на 2002 год из 210 скважин 116 были с МКД, причем величина МКД достигает 10 МПа [21].
Уренгойское нефтегазоконденсатное месторождение
В России большое количество месторождений с МКД, одним из которых является Уренгойское нефтегазоконденсатное месторождение (НГКМ). На данном НГКМ 380 газоконденсатных скважин нуждаются в восстановлении герметичности, в 11 газоконденсатных и 26 газовых скважинах обнаружено МКД с давлениями выше 0,5 Мпа [21]. На данном месторождении существует множество причин нарушения герметичности: разгерметизация обсадных колонн, термодеструктивные процессы, каналообразование на ранней стадии твердения цементной суспензии, повышенная водотдача и усадка, а также неполное вытеснение бурового раствора [21–23].
На Уренгойском НГКМ применялись следующие методы ликвидации МКД [21]:
- Механические методы, связанные с применением пакеров, установкой пластырей, цементированием дополнительных колонн (установка цементного моста), а также ремонт тампонированием.
- Химические, основанные на использовании гелеобразующих составов и растворов синтетических смол. Стоит отметить, что данный метод ликвидации не был эффективен на данном месторождении, а эффект длился около 6 месяцев.
МКД сильно влияет на работу месторождения и скважины, снижая ее добычу и являясь опасным для эксплуатации объекта Применяемые методы малоэффективны на рассматриваемом месторождении ввиду проблем с определением причин перетоков флюида из-за того, что известные методы определения интервалов источников МКД зачастую подходят под определенные условия конкретных месторождений и не учитывают специфику месторождений, находящихся в других регионах. Поэтому необходимо создать универсальные технологии по ликвидации МКД для успешного решения данной проблемы.
Стоит отметить, что в направлении ликвидации перетоков нужно особое внимание уделять подбору тампонажного раствора, который сможет восстановить интервал и удержать перепад давлений, который не смог бы разрушить восстановленный цементный камень. На сегодняшний день эта проблема охватывает множество месторождений, к которым нужен разный подход для ее решения. В связи с этим данная проблема является актуальной в нефтегазовой отрасли.
Выводы
В данной статье представлен обзор проблемы межколонных давлений (МКД) в эксплуатационных скважинах, описаны их последствия, методы диагностики и решения проблемы. Анализ показывает, что МКД представляет собой широко распространенную угрозу, независимо от месторождения, и может приводить к серьезным аварийным ситуациям, включая разгерметизацию устьевого оборудования и экологические риски.
Авторами рассматриваются различные методы борьбы с МКД, включая химические, механические и технологические, также рассмотрены достоинства и недостатки описанных методов и составлена классификация. Стоит отметить важность выбора качественных материалов и технологий для предотвращения и ликвидации перетоков. Примеры из практики на месторождениях Каспийского моря, Астраханского газоконденсатного месторождения и шельфа Вьетнама подтверждают сложность и актуальность проблемы.
В качестве подведения итогов можно сказать, что, несмотря на существование различных методов и технологий, до сих пор не найден оптимальный способ решения проблемы. Это обуславливает необходимость дальнейших исследований и разработок для обеспечения безопасной эксплуатации как нефтяных, так и газовых скважин и минимизации экологических рисков
Литература
1. Абилтаева А.З., Баймаханов Е.А. Исследование, диагностика причин возникновения и технологии ликвидации межколонных давлений на нефтяных и газовых скважинах // Булатовские чтения. Сборник статей – 2020.
2. Андреев О.П., Арабский А.К., Минигулов Р.М., Райкевич М.И., Райкевич С.И. Способ восстановления герметичности заколонного пространства скважины: патент RU2272890C1. 2006.
3. Арутюнян А.С., Ганга И.А.Т., Петрушин Е.О., Сезар Л.А. Анализ гидродинамических исследований скважин на Уренгойском нефтегазоконденсатном месторождении // Сборник статей «Булатовские чтения». – 2017. – № 1. – С. 51–76.
4. Беляев С.Н., Лобачиов Г.У., Родионовская Т.С. Опыт создания флюидоупорных изоляционных экранов и покрышек при ликвидации скважин Астраханского ГКМ // Research Journal of Applied Sciences. – 2015. – № 8 (39).
5. Булатов А.И., Минеев А.В., Тойб Р.Р., Юровский А.А. Исследование причин межколонных проявлений в нефтегазовых скважинах // Булатовские чтения. Сборник статей – 2018.
6. В.С. Мерчева, О.В. Красильникова, Л.Ф. Ушивцева, О.А. Шарова. Экологически безопасные технологии эксплуатации и ликвидации скважин с межколонными давлениями // Защита окружающей среды в нефтегазовом комплексе.
7. Гайбулатов М.М., Жумаев П.Я., Паршуков С.Е. Ликвидация межколонных давлений на скважинах Вынгапуровского месторождения. – 2024.
8. Горбачева О.А., Егорова Е.В., Журавлев Г.И., Минченко Ю.С. Анализ эффективности использования современных методов диагностики межколонных давлений на нефтяных и газовых месторождениях // География и глобальная энергия. – 2018. – № 4 (71). – С. 66–73.
9. Демахин С.А., Меркулов А.П., Туфанов И.А., Малайко С.В., Клочков А.В. Ликвидация межколонных давлений – основа безопасной эксплуатации нефтяных и газовых скважин // Petroleum Journal. 2018. № 4 (112).
10. Демин Е.B., Хуснутдинов А.Р., Соловьев П.С. Работа с фондом скважин, осложненных межколонными давлениями: эволюция нормативного регулирования и подходы нефтегазодобывающих компаний. PROНЕФТЬ. 2022;7(2):60-75.
11. Егорова Е.В., Нурмакова Ж.И., Силкина Т.С. Опыт применения технологий по ликвидации межколонных давлений в добывающих скважинах месторождений Северного Каспия // Вестник Астраханского государственного технического университета. – 2024. – № 1. –
12. Ершиев К.Т., Ахметов Д.А., Айткулов Е.К., Колдей М., Наукенов А.Ж., Таскинбаев М.Ж., Кушербаев Р.Б., Тюлегенов И.А., Бек А.Е., Бекмагамбетов Д. Обобщение опыта применения гравитационного способа ликвидации межколонного давления // Вестник нефтегазовой отрасли Казахстана. 2021. № 3 (8). С. 43.
13. Зунг Ф.Т. Борьба с межколонными давлениями в нефтяных скважинах: дисс. канд. техн. наук. Уфа, 2006.
14. Кашкапеев С.В., Новиков С.С. Особенности образования межколонных давлений в скважине и комплекс исследований для их диагностики // Газовая промышленность. 2018. № 8 (772).
15. Козлов В.В. Разработка методов предупреждения, исследования и контроля межколонных проявлений на скважинах Астраханского ГКМ: автореф. дисс. ... канд. техн. наук. – Москва, 2005. – 24 с.
16. Лихушин А.М., Рубан Г.А., Селиванов А.И., Тарасов В.Н., Халяпин В.П., Шевченко В.И., Яковлев Ю.А. Способ восстановления герметичности заколонного пространства скважины газовой залежи: патент RU2431033C1. 2011.
17. Милосердов Е.Е., Минеев А.В., Тойб Р.Р., Юровский А.А. Рассмотрение проблемы возникновения межколонных давлений в скважинах Ванкорского месторождения // Приволжский научный вестник. – 2013. – № 9 (25).
18. Нурмакова Ж.И., Егорова Е.В., Силкина Т.С. Опыт применения технологий по ликвидации межколонных давлений в добывающих скважинах месторождений Северного Каспия // Oil and gas technologies and environmental safety. – 2024. – № 2.
19. Саломатин С.С. Комплексный подход к борьбе с межколонными давлениями на месторождениях Западной Сибири: выпускная квалификационная работа. – Томск: Национальный исследовательский Томский политехнический университет, 2022. – 82 с.
20. Семикин Д.А., Жаковщиков А.В. Разработка и внедрение методики диагностики источников флюидопроявлений в межколонном пространстве (на примере месторождения им. Ю. Корчагина) // Сборник статей «Геленджик–2011».
21. Хадиев Д.Н. Технология диагностики и ликвидации межколонных газопроявлений в скважинах Уренгойского месторождения: автореф. дисс. канд. техн. наук. Уфа, 2002.
22. Геофизические методы контроля технического состояния скважины [Электронный ресурс].
23. ТехноГубкинский: технология устранения негерметичности межколонного пространства газовой скважины [Электронный ресурс]. 2024.
24. Ibukun M., Elyan E., Amish M., Njuguna J., Oluyemi G. F. A Review of Well Life Cycle Integrity Challenges in the Oil and Gas Industry and Its Implications for Sustained Casing Pressure (SCP) // Energies. 2024. Vol. 17, № 22. Article 5562.
25. Yang S., Fu J., Zhao N., Xu C., Han L., Wang J., Liu H., Zhang Y., Liu J. Comprehensive Analysis of the Annulus Pressure Buildup in Wells with Sustained Gas Leakage Below the Liquid Level // Processes. 2024. Vol. 12, № 12. Article 2631.
