Ответы на вопросы по нефтегазовому делу (Вариант 18)

Способ изоляции негерметичности эксплуатационной колонны с применением 2-х пакерной компановки.

Применение одно- двухпакерных компоновок, изолирующих место негерметичности эксплуатационной колонны. С помощью пакерных компоновок решаются определенные скважинные задачи, позволяющие вести эксплуатацию скважин с одновременной изоляцией негерметичности эксплуатационной колонны. Установка компоновок для изоляции негерметичности возможна как в жесткой сцепке с подземным оборудованием, так и в автономном режиме. В компоновках обязательно предусматривается: — возможность выравнивания давления в над- и межпакерном пространстве для уменьшения нагрузки при срыве компоновки после длительной эксплуатации; — применение узлов безопасности для уменьшения рисков возникновения осложнений, которые мы должны предусматривать при эксплуатации скважины; — возможность смены насосно-компрес-сорных труб или всего подземного оборудования без извлечения пакерной компоновки; Данные компоновки успешно проходили скважинные испытания и продолжают эксплуатироваться многими нефтегазодобывающими компаниями. При наличии расстояния между насосным оборудованием и интервалом перфорации применяются автономные двух-пакерные компоновки типа 2ПРОК-СИАМ-1 с механическим инструментом посадочным, используемые на фонде скважин с небольшой глубиной установки, где имеется возможность передать крутящий момент на инструмент посадочный (ОАО «Удмуртнефть»). При глубине установки более 2000 метров и наличии значительных углов отклонения от вертикали более применима двухпакерные автономные компоновки типа 2ПРОК-СИАГ-1 (рис. 1) с гидравлическим инструментом посадочным, который дает большую однозначность при установке компоновки в скважине (ТПП «Лангепаснефтегаз» ООО «Лукойл-Западная Сибирь»). Для отсечения интервалов негерметичности выше интервала перфорации при эксплуатации скважины УЭЦН применяется однопакерная компоновка 1ПРОК-ИВЭ-1 (рис. 2). Позволяет отказаться от проведения дорогостоящих и не всегда эффективных РИР и располагать пакер П-ЭГМ как непосредственно над УЭЦН, так и на удалении от него до 1500 м. Что позволяет применять компоновку 1ПРОК-ИВЭ-1 в различных скважинных условиях. Компоновка прошла неоднократные скважинные испытания в ТНК-ВР, ОАО «Роснефть», ОАО НК «Русснефть», ОАО «Лукойл» д.р. Вопрос отвода свободного газа из под-пакерного пространства при эксплуатации УЭЦН с негермитичной эксплуатационной колонной решается применением однопа-керной компоновки 1ПРОК-ИВЭГ (рис. 3) с капиллярным трубопроводом, которая успешно прошла скважинные испытания в ОАО «Варьеганнефтегаз», ТНК-ВР. При эксплуатации скважин УШГН с негерметичностью эксплуатационной колонны выше интервала перфорации применяются: однопакерная компоновка 1ПРОК-УО-1 (рис. 4) и двухпакерная компоновка 2ПРОК-УОИВ-1 (рис. 5), позволяющие произвести натяжение колонны НКТ, при этом снизить эксплуатационные затраты, и увеличить наработку подземного оборудования, а также применить технологию уменьшения обводненности продукции, что подтверждено скважинны-ми испытаниями в ОАО «Белкамнефть» (журнал «Нефть России», выпуск 8/2011). Также необходимо отметить наличие сложностей установки пакерных компоновок в наклонно-направленных скважинах, в горизонтальных участках эксплуатационных колонн и при небольшой глубине установки пакерных компоновок. В данных случаях нет возможности передать требуемую нагрузку на пакерную компоновку и, как следствие, гарантировать ее герметичность или способность выдержать требуемый перепад давлений. Так же это актуально при установке пакеров в системе ППД и при проведении ремонта устьевого оборудования. Для обеспечения передачи необходимой нагрузки на пакер или пакерную компоновку применяется разработанное специалистами нашей фирмы — Устройство Установочное Гидравлическое (УУГ) и созданная на его основании якорная компоновка ЯКПРО-СДУ (рис. 6). Данная компоновка обеспечивает передачу осевой нагрузки в 16,0 тонн при подаче гидравлического давления 25,0 МПа. Тем самым, мы имеем возможность качественно установить пакерную компоновку на любом проблемном участке эксплуатационной колонны. Успешное применение якорная компоновка ЯКПРО-СДУ показала при установке автономных двухпакерных компоновок 2ПРОК-СИАМ-1 в ОАО «Ульяновскнефть», ТОО «Заман Энерго» респ.Казахстан, ОАО «ТНК-Уват».

Ликвидация негерметичности резьбовых соединений эксплуатационной колонны.

Работы по устранению негерметичности обсадных колонн включают изоляцию сквозных де­фектов обсадных труб и повторную герметизацию их соединительных узлов (резьбовые соединения, стыковочные устройства, муфты ступенчатого цемен­тирования)

• Останавливают и глушат скважину.
• Прово­дят исследования скважины.
• Проводят обследование обсадной колонны.
• Выбирают технологическую схему проведе­ния операции, тип и объем тампонажного материала.
• Ликвидацию каналов негерметичности со­единительных узлов производят тампонированием под давлением.
• В случае достоверной информации о негерметичности резьбового соединения используют метод установки металлического пластыря.

Тампонирование негерметичных резьбовых соединений обсадных колонн.

• В качестве тампонирующих материалов исполь­зуют фильтрующие полимерные составы, образующие газонепроницаемыйтампонажный камень или гель.
• Использование цементных растворов для работ указанных выше запрещается.

В случае если в скважине межколонных проявлений не наблюдалось, а негерметичность вы­явлена при гидроиспытании, башмак НКТ устанав­ливают на 5—10 м выше искусственного забоя или цементного моста, расположенного над интервалом перфорации. В качестве тампонирующего материала ис­пользуют гелеобразующие составы. При не установленном интервале негерметичности обсадной колонны применяют метод тампонирования под давлением с непрерывной (или остановками) прокачкой тампонирующей смеси по затрубному пространству. В случае, если в процессе эксплуатации на­блюдались межколонные проявления, после отклю­чения интервала перфорации башмак НКТ устанав­ливают на 200-300 м выше нижней границы предпо­лагаемого интервала негерметичности. В случае если величина межколонного дав­ления больше 4 МПа, в качестве тампонирующих ма­териалов допускается использование отверждающихся составов. В фонтанирующих скважинах допускается применение извлекаемого полимерного состава. Изоляцию сквозных дефектов обсадных ко­лонносуществляют, если:

• замена дефектной части колонны или перекрытие ее трубами меньшего диаметра технически невозможны;
• зона нарушения обсадной колонны расположе­на более чем на 500 м выше интервала перфорации. В этом случае устанавливают дополнительный цемент­ный мост высотой не менее 5 м в интервале на 20—30 м ниже дефекта.

При наличии в колонне нескольких дефек­тов тампонирование каждого дефекта производят пос­ледовательно сверху вниз, предварительно установив под очередным нарушением на расстоянии от 20 до 30 м разделительный мост высотой не менее 5 м.

• При приемистости дефекта колонны более 3 м³/(ч • МПа) предварительно проводят работы по снижению интенсивности поглощения.
• При приемистости 0,5 м³/(ч • МПа) в каче­стве тампонажного материала используют полимер­ные материалы.

При тампонировании под давлением лиш­ний объем тампонажного раствора из зоны дефекта не удаляют. На период отверждения тампонажного материала скважину оставляют под избыточным давлением от 40 до 60% от достигнутого при продавливании тампонажного раствора. Определяют местоположение установлен­ного моста и разбуривают его, оставляя толщиной не менее 3 м над дефектом. Перекрытие дефекта обсадной колонны тру­бами меньшего диаметрапроизводят в случаях, если:

• замена дефектной части обсадной колонны тех­нически невозможна;
• метод тампонирования не обеспечивает необхо­димой герметичности обсадной колонны;
• обсадная колонна имеет несколько дефектов, устранение которых технически невозможно или эко­номически нецелесообразно;
• по условиям эксплуатации скважины допуска­ется уменьшение проходного сечения колонны.

Оценка качества работы:

• При испытании отре­монтированного интервала газом межколонные про­явления должны отсутствовать;
• качество РИР без отключения перфорирован­ной зоны оценивают по результатам изменения меж­колонного давления при освоении и эксплуатации скважины;
• при определении показателя долговечности (сред­него срока службы изолирующего тампона) устанав­ливают ежемесячный контроль за эксплуатацией сква­жин.

Скважинная диагностика водопритоков.

Причины обводнения скважин Обводнение скважин вызывают такие факторы, как подъем водонефтяного контакта, поступление нагнетаемой и контурной воды по пласту, потеря герметичности ЭК, подтягивание конуса подошвенной воды и ЗКЦ. Содержание ПДВ в скважинной продукции часто увеличивается из-за остановки и глушения скважин для ремонтов. Накопившаяся на забое вода во время простоев поступает в ПЗП, причем радиус ее проникновения может достигать нескольких метров. В зимнее время глушение скважины холодной жидкостью существенно снижает температуру в ПЗП и ухудшает фильтрационные свойства пласта вследствие отложения высокомолекулярных углеводородных соединений. Кроме того, скважины нередко простаивают из-за отключения электричества, ремонта станков-качалок, устьевого оборудования и нефтепроводов. Более того, высокообводненные скважины могут подвергаться самоглушению «собственной» водой с такими же отрицательными последствиями. Все это приводит к увеличению времени освоения скважин и снижению их дебитов. Обводненность продукции может увеличиваться изза плохого качества первичного цементирования скважин. В этом случае на стенках скважины образуется толстая глинистая корка, которая мешает хорошему сцеплению цемента с породой, а пластовые флюиды проникают в цемент в процессе его схватывания. В период критической гидратации обычный цементный раствор теряет способность передавать гидростатическое давление на пласт. Когда это происходит, пластовые флюиды свободно мигрируют в цемент и образуют каналы для дальнейшего поступления пластовых флюидов. При некачественном цементировании в процессе схватывания образуются водные и газовые языки, нарушается сцепление цемента с ЭК при циклическом нагружении, наблюдается неконтролируемая потеря циркуляции, а в пласте при продавке цемента за колонну под действием избыточного давления образуются трещины. Отсутствие цементного кольца за ЭК приводит к возникновению заколонных перетоков соленых вод и рассолов, которые агрессивно воздействуют на металл и становятся причиной сквозных коррозионных отверстий в ЭК. Поступление воды по стволу скважины вызывает ЗКЦ по цементному камню, по контакту обсадных труб с цементным камнем и по контакту цементного камня со стенкой скважины. Кроме того, вода по стволу скважины может поступать из-за нарушения его герметичности в результате разрушения цементных мостов и из-за нарушения герметичности ЭК. Целостность цементного камня после схватывания обычно нарушается в результате механических воздействий при СПО, расширения обсадной колонны и сжатия цемента при опрессовках, расширения и сжатия труб из-за циклических изменений давления и температуры при эксплуатации скважины. Кроме того, нарушить целостность цементного камня способны перфорации, создающие ударные нагрузки на ЭК. Классификация методов борьбы с водопритоками Борьба с водопритоками включает в себя как профилактические методы, направленные на предупреждение водопритоков, так и технологии их ликвидации. Профилактика водопритоков может проводиться как на стадии бурения, так и при эксплуатации скважин. Методы предупреждения водопритока подразделяются на химические и технологические. Химические методы предполагают соответствие используемого тампонажного раствора минералогическому составу пород для надежного сцепления раствора с породой, а также обязательное использование буферных составов перед закачиванием тампонажного раствора. Технологические методы при бурении включают предупреждение кавернообразования, опережающую изоляцию водопритока и установку центрирующих фонарей. К технологическим методам при эксплуатации скважин относятся выбор оптимальной депрессии, соответствие скорости вытеснения скорости пропитки и методы выравнивания профиля приемистости. Методы ликвидации водопритока также делятся на технические и физико-химические. К первым относятся спуск дополнительной ЭК, установка гофрированных, извлекаемых и полимерных пластырей, использование двухпакерной системы. Среди физико-химических методов можно выделить закачивание селективных и неселективных материалов. Существуют и более подробные классификации методов ограничения водопритока. Особенности применения селективных составов Принцип действия селективных методов ликвидации водопритока основан на использовании селективных свойств самих изоляционных реагентов, технологии проведения работ и характере насыщенности коллектора. Изоляция воды при использовании этого метода достигается посредством охлаждения прискважинной зоны пласта, осаждения перенасыщенных растворов твердых углеводородов, гидрофобизации породы и образования в ней эмульсий, взаимодействия химических соединений с солями пластовой воды. К плюсам селективных методов можно отнести отсутствие необходимости дополнительной перфорации объекта: фазовая проницаемость для нефти в данном случае увеличивается в отличие от неселективной изоляции, когда она может быть равна нулю. Селективные материалы могут использоваться в виде водонабухающих полимеров, эмульсий, кремнийорганических составов, осадкообразующих композиций и безводных тампонажных растворов. Водонабухающие полимеры закачиваются как суспензия в инертной жидкости, при контакте с водой они набухают, увеличиваясь в объеме в 100–300 раз, тем самым замещают воду и увеличивают сопротивление на пути ее движения. Эмульсии используются при освоении скважин в нефтенасыщенном интервале, в результате их применения снижается вязкость блокирующего экрана. Кремнийорганические составы взаимодействуют с водой, в результате чего образуется прочный гель. Осадкообразующие композиции при смешении с пластовой водой образуют осадок (10–50% объема), закупоривающий обводненный интервал. Наконец, безводные тампонажные растворы на углеводородной основе при контакте в пласте с водой образуют высокопрочный непроницаемый камень, тогда как в нефтяной зоне камень не образуется. По химической природе реагенты для изоляции воды и ликвидации заколонных перетоков делятся на три группы. Первую группу составляют составы на основе органических материалов: ВУС и сшитые полимерные составы на основе ПАА; водонабухающие полимеры; полимеры «Гипан» и «Гивпан»; оксиэтили карбоксиметилцеллюлоза; составы на основе органических формальдегидных смол. Во вторую группу входят составы на основе элементоорганических соединений:  кремнийорганические (АКОР, АКОР-2, АКОР-4, АКОР-БН, продукт 119-204, ГКЖ-11); алюмоорганические; титанорганические и т.д. Третья группа представлена реагентами на основе неорганических материалов и включает в себя цементы, силикаты (жидкое стекло — соляная кислота, силикатно-щелочные растворы, силином) и алюмосиликаты (нефелин, цеолитсодержащий компонент, соли алюминия (хлорид, сульфат алюминия, алюмокалиевые квасцы с щелочами), реагенты «Галка», «Термогель», ВИС-1. По типу действия выделяют отверждающиеся, гелеобразующие, осадкообразующие селективные реагенты, а также гидрофобизаторы и пенные системы. Отверждающиеся и гелеобразующие реагенты Отверждающиеся реагенты (табл. 1) после попадания в пласт образуют водоизолирующую массу, растворимую в нефти и нерастворимую в воде. Сегодня наиболее востребованы синтетические отверждающие реагенты — их расход на скважину минимален, а применение не требует специального оборудования. Гелеобразующие реагенты (табл. 2) используются для образования пространственных гелеобразных систем с неорганической или органической твердой фазой высокой степени дисперсности с водной или неводной дисперсионной средой. На сегодняшний день эти реагенты наиболее широко применяются для ОВП. Кроме того, они могут использоваться для выравнивания профиля приемистости. Гелеобразующие реагенты обладают различными свойствами в зависимости от химического состава, обуславливающими сферу их применения. Так, гели на основе полиакриламида (ПАА) со сшивателем позволяют создавать большие гелевые экраны и производить изоляцию трещиноватых пластов. Скорость сшивания ПАА зависит от концентрации сшивателя и температуры (рис. 3). Для полимер-дисперсных составов характерны повышенные прочностные свойства за счет стабилизации структуры геля дисперсными частицами. При применении дисперсных систем размер частиц должен обеспечивать формирование фильтрационной корки, с тем чтобы в низкопроницаемый пласт попадало минимальное количество геланта. В высокопроницаемом интервале (в трещине) частицы способствуют существенному упрочнению геля (рис. 4). Кремнийорганические составы образуют высокопрочный гель, но их высокая стоимость ограничивает масштабы их применения. Для жидкого стекла характерна высокая проникающая способность состава в пласты, низкая стоимость реагентов и низкая устойчивость геля в трещинах. Минеральным гелям на основе соляной кислоты присущи такие свойства, как высокая проникающая способность, высокая устойчивость в трещинах и высокая коррозионная активность.

Основные задачи при определении источника обводнения скважины при помощи геофизических методов.

В процессе эксплуатации скважин рано или поздно в нее начинает поступать вода. Вода может поступать через цементный стакан на забое скважины, через отверстия фильтра вместе с нефтью, дефекты в эксплуатационной колонне (трещины, раковины в металле, негерметичные резьбовые соединения). Эти дефекты возникают при некачественном цементировании, коррозии колонны под воздействием омывающих ее минерализованных пластовых вод. Нарушения могут возникнуть в процессе освоения скважины или при текущем и капитальном ремонтах.Помимо этого возможен переток вод из одного пласта в другой, происходящий в результате их вскрытия в процессе бурения скважины и отсутствия изоляции друг от друга цементным камнем. Хотя в этом случае пластовая вода и не поступает внутрь эксплуатационной колонны, но контакт ее с наружной поверхностью труб может привести к коррозии и нарушению впоследствии герметичности колонны. Помимо всего прочего изоляция подобных пластов необходима для охраны недр. Наличие межпластовых перетоков недопустимо всегда, поскольку возникают следующие нежелательные последствия: — искажается дебит скважины, а также характер насыщения продуктивного пласта, что приводит к снижению как добывных возможностей скважины, так и коэффициента извлечения нефти из пласта; — нарушается естественная минерализация пластовых вод по разрезу скважины, что искажает оценку характера насыщения пластов по геофизическим исследованиям; — снижается достоверность значения газового фактора при добыче нефти, что нарушает проектную технологию разработки пласта; — образуются вторичные залежи нефти и газа, которые могут осложнить бурение последующих скважин на площади; — при наличии в посторонней воде сероводорода и углекислого газа возникает интенсивная коррозия подземного и наземного оборудования и цементного камня.

Характеристика существующих растворов и материалов, применяемых при водоизоляционных работах.

В настоящее время при ремонтно-водоизоляционных работах в нефтяных и газовых скважинах используются следующие тампонажные материалы:

• смеси на базе минеральных вяжущих веществ (тампонажный цемент, шлак, гипс и их модификации);
• тампонирующие смеси на базе органических вяжущих материалов, полимерные тампонажные материалы (ПТМ);
• тампонажные растворы, приготовленные на базе минеральных вяжущих тампонажных материалов с различными облагораживающими добавками (СПВС-ТР, ТЭГ, ТС-10, аэросил и др.), так называемые цементнополимерные растворы (ЦПР);
• многокомпонентные тампонажные смеси, приготовленные с помощью дезинтегратора (МТСД);
• сжимающиеся тампонажные материалы (СТМ).

В скважинах с низкой приемистостью эффективно применение ПТМ и ЦПР. Применение ПТМ наиболее эффективно (по сравнению с цементным раствором) при герметизации соединительных узлов обсадных колонн и ремонте обсадных колонн в условиях низкой приемистости. Использование цементных растворов оказывается более эффективным (по сравнению с ПТМ) при ликвидации прорыва верхних и нижних пластовых вод в условиях высокой приемистости и ликвидации прорыва пластовых вод в случае недифференцированного анализа результатов работ. Применение ЦПР более эффективно (по сравнению с ПТМ) при ликвидации прорыва верхних пластовых вод в условиях высокой приемистости. В последние годы для вторичного цементирования все чаще используются полимерные тампонажные материалы, приготавливаемые как в виде истинных растворов, так и растворов, содержащих твердую фазу. Они могут иметь регулируемую в широком диапазоне вязкость. Среди ПТМ при ремонтно-изоляционных работах нашли применение материалы на основе фенол формальдегидных смол (ТС-10, ТСО-91), вязкоупругие составы (ВУС), ПТМ — Ремонт-1, фенолоспирты (ФС), селективные тампонажные материалы — силаны, гидрофобный тампонажный материал (ГТМ), гидролизованный полиакрилонитрил (гипан), водорастворимый тампонажный состав (ВТС), кремнийорганическая сшитая система (КРОСС), состав на основе стиромаля и др. В качестве отвердителей для смол используются формальдегид, параформ или уротропин. Находят применение также отверждаемые глинистые растворы (ОГР), где в смеси на основе фенолформальдегидной смолы вместо воды используется глинистый раствор. Смола КФЖТ в течение 2000 г. использовалась на месторождениях АНК «Башнефть» для докрепления интервалов негерметичности эксплутационной колонны, ликвидации заколонных перетоков и отключения обводненных интервалов. Успешность работ составила 50%. Недостатками растворов на основе смол является их дороговизна, а на основе силанов — токсичность, взрыво- и пожароопасность. ВУС — это вязкоупругий состав из смеси 2%-ного водного раствора гексорезорциновой смолы (ГРС), 1%-ного водного раствора полиакриламида (ПАА и формалина 38-40%-ной концентрации) в соотношении объемов 1,0 + 0,1 + 0,02. Применим до температуры +90С. ГТМ — гидрофобный тампонажный материал. Отверждается в пресной и пластовой воде, нефтях, имеет хорошие адгезионные свойства. Из высокотемпературных полимерных тампонажных материалов находят применение фенолоспирты, фенолшлаки и др. Фенолоспирт (ФС) готовят из фенола, формальдегида, 40%-ного раствора едкого натрия или 10%-ного раствора кальцинированной соды. Характеризуется высокой проникающей способностью и фильтруемостью в пористой среде. Может применяться с наполнителями: глинопорошком, молотым мелом, шлаковым цементом и др. Для изоляции притока пластовых вод в последнее время применяют водоизолирующий реагент АКОР. Он создан на основе малотоксичных, не содержащих хлора отходов производства алкоксисиланов и алкоксисилоксанов, состоящих из алкосодержащего кремнийорганического соединения и кристаллогидратов солей металлов. Кремнийорганические водоизолирующие составы АКОР имеют следующие особенности: растворяются в воде любой минерализации и отверждаются. Образовавшийся полимер нерастворим в пластовых жидкостях, гидрофобизует поверхность породы, в пористой среде отверждается в полном объеме и за более короткое время, чем в стволе скважины, может применяться при температуре окружающей среды до -50С. Составы АКОР готовят из отдельных компонентов, что вызывает определенные трудности на промыслах. Поэтому разработан и применяется на промыслах Западной Сибири одноупаковочный состав АКОР — Б. Его используют как в товарном виде, так и путем разбавления водой в 3-7 раз и более. Разработаны две модификации состава АКОР-Б: АКОР-Б100 и АКОР-Б300 соответственно для пластовых температур 100 и 300С. Исходные компоненты составов АКОР токсичны и пожароопасны, коррозионноактивны (рН=2). Состав АКОР на основе органических силикатов является наиболее прочным гелем, поэтому его применяют для создания водоизоляционных экранов. С использованием составов АКОР проводились РИР на газовых скважинах Медвежьего месторождения. Работы проводились на 13 скважинах, успешность работ составила 69%. В последнее время научно-производственной фирмой «Нитпо» разработан новый модифицированный кремнийорганический реагент АКОР-БН. Материалы группы АКОР-БН — это базовые кремнийорганические реагенты, их применяют в товарном виде (заводской готовности) или готовят на их основе различные составы и композиции.