С. А. Коротков, к.т.н, доцент, начальник отдела научных исследований и разработок
О. В. Спирина, к.г.-м.н., директор Департамента геолого-промысловых работ,
М. С. Мальков, начальник отдела испытания скважин ООО «СибГеоПроект», г. Тюмень
Специалистами ООО «СибГеоПроект» выполнен анализ осложнений, возникающих во время эксплуатации скважин месторождений Южного Казахстана, и видов КРС, а по результатам проведенных расчетов и анализа предложены оптимальные технико-технологические решения по ликвидации такого рода осложнений.
Известно, что агрессивная среда пластовых флюидов при отсутствии должной защиты скважины ведет к коррозии ее элементов, таких как НКТ (насосно-компрессорных труб), СЗС (систем заканчивания скважин), состоящих из хвостовиков (как глухих, так и фильтров) и их подвесных устройств, КПО (комплекса подземного оборудования), а также самих обсадных труб эксплуатационных колонн. При этом в случае присутствия в продуктивных флюидах высоких показателей механических примесей коррозия вышеперечисленных элементов усугубляется их абразивным износом, приводящим к осложнениям, авариям и бракам, что, в свою очередь, приводит к увеличению материальных затрат на проведение КРС и ТКРС (капитальный и текущий ремонты скважин). Вдобавок высокая минерализация пластовых флюидов, большие показатели рН, солеотложения, парафины со смолами – все это понижает эксплуатационную надежность скважины и повышает затраты на ее ремонт.
Одними из основных осложнений, возникающих в процессе эксплуатации нефтяных скважин нефтегазоконденсатных месторождений Южного Казахстана (рис. 1), являются межколонные давления
Рисунок 1. Сравнительные показатели осложнений при эксплуатации скважин.
(МКД), в частности, НЭК (негерметичность эксплуатационной колонны), а также агрессивная коррозия и абразивный износ НКТ, КПО и СЗС мехпримесями пластового флюида [1-3].
На 30–33 % фонда скважин присутствует агрессивная среда средней и высокой степени. Это содержание СО2 в пластовом флюиде до 0,31 %, парциальное давление до 0,03 МПа, наличие солей бария и железа в объеме до 80 г/дм3, высокие значения механических примесей, достигающие 529 мг/л, рН от 6,2 до 7,2, которые в совокупности вызывают коррозионно-абразивный износ НКТ и элементов СЗС, вплоть до образования сквозных отверстий по телу НКТ. Такие скважины, подвергшиеся геолого-техническим осложнениям, проходили следующие операции КРС: спуск новых НКТ, НКТ с внутренним покрытием «Аргоф» или полимерным покрытием типа Majorpack, очистка забоя, подача ингибиторов солеотложений и коррозии, смена насосов, заливка в МКП вязкоупругих растворов (ВУР).
Что касается заливки ВУР в межколонное пространство (МКП), по результатам анализа данных проведенных на скважинах мероприятий наблюдается стандартное выполнение межколонных работ. МКП практически не принимает закачиваемую химию, и стандартный подход неэффективен. Характерная ошибка в данной технологии – ожидание затвердевания смеси (ОЗС) 12 ч. Это слишком мало для кремнийорганических соединений при стандартных условиях, да и образующийся кремнийгель физически не может выдержать высокое давление как опрессовки, так и МКД. Далее проводилось докрепление микродуром плотностью 1500 кг/м3. Низкая плотность, показывает, что использовали не тонкодисперсную, а стандартную смесь. Плотность микроцементной смеси, обеспечивающая высокое проникновение, должна быть не менее 1900 кг/м3 [4-6].
При этом в промежутках между заливками делали опрессовку, этим разрушая еще не схватившийся полимер. Следовало делать опрессовку по окончании, после закачки докрепляющей цементной пачки, после полного ОЗС.
В скважины закачивали 0,15–0,2 м3 цементного раствора с переливом, а так как классический цемент имеет очень малую проникающую способность и адгезию, результатов герметичности не получили при всех работах.
Поэтому, обобщив промысловые материалы и нормативную документацию, проведя анализ и необходимые расчеты с привлечением прогрессивных технологий и материалов [7-12], авторы статьи считают, что краткая оптимальная технология борьбы с МКД и НЭК с помощью заливок такова:
- в мернике агрегата готовится смесь технической воды в пропорции 1:1 и
2,2 м3 «специальной» химии;
- готовится 50 л тампонажного состава (докрепляющая устьевая пачка);
- прогревается 2 м3 солевого раствора до 50 °С, циркуляция;
- стравливание МКП 245/168 на емкость;
- закачка агрегатом в МКП поэтапно 2 м3 буфера и подогретого водного раствора соли, затем 2 м3 ВУР с необходимыми добавками;
- закачка 0,05 м3 докрепляющей пачки с соблюдением давления опрессовки в рассчитанном заранее показателе;
- герметизация устья и оставление скважины под остаточным давлением продавки на ОЗС не менее 24 ч.
Также для предотвращения и (или) ликвидации НЭК, а вместе с этим и интервалов агрессивной коррозии и абразивного износа хвостовиков, НКТ и низа эксплуатационных колонн, предлагается во время проведения КРС спуск многопакерных систем повариантно. Российскими производителями пакерных компоновок и НКТ налажен выпуск пакеров нескольких типов в коррозионностойком исполнении и композитных НКТ, из спектра которых под конкретные геолого- технические условия месторождений региона можно произвести выбор оптимального оборудования. Нами предлагаются следующие варианты наиболее оптимальных пакерных систем, способных надежно изолировать не только зоны НЭК, но и перфорационные интервалы, в том числе вышележащего продуктивного горизонта:
- первый вариант: двухпакерная компоновка с верхним механическим нажимным пакером с якорной системой в эксплуатационной колонне и возможностью опрессовки до 10 МПа, нижним механическим осевым пакером и возможностью опрессовки до 10 МПа. Тип крепления нижнего – три якорных плашки с опорой на тело хвостовика не менее 2/3 окружности. Марка стали ствола пакера антикоррозионная – 12Х18Н10 и деталей пакера 40Х13, присоединительная резьба НКМ, композитные НКТ с резьбой НКМ;
- второй вариант: двухпакерная компоновка с верхним гидромеханическим пакером с якорной системой в эксплуатационной колонне и возможностью опрессовки до 10 МПа, нижним гидравлическим пакером. Тип крепления нижнего – гидравлический манжет. Марка стали ствола пакера антикоррозионная – 40Х13, присоединительная резьба НКМ, композитные НКТ с резьбой НКМ;
- третий вариант: трехпакерная компоновка с верхним гидромеханическим пакером с якорной системой в эксплуатационной колонне и возможностью опрессовки до 10 МПа, нижним гидравлическим пакером и двойным пакером средним. Тип крепления – гидравлический манжет, разбухающий манжет. Возможность опрессовки снижением уровня. Марка стали ствола пакера антикоррозионная – 40Х13, присоединительная резьба НКМ, композитные НКТ с резьбой НКМ.
Третий вариант авторы статьи считают наиболее предпочтительным и эффективным для изоляции НЭК и перфорационных интервалов. Эти компоновки можно использовать как в эксплуатационной колонне, так и в хвостовиках с зенитными углами до 90 градусов и стволах большой протяженности. Проходной диаметр пакерных систем и композитных НКТ позволяет проводить комплекс геофизических исследований (ГИС) как на кабеле, так и на гибкой НКТ.
Кроме применения многопакерных компоновок для ликвидации интервалов коррозии и износа СЗС, необходимо проведение коррозионного мониторинга и других способов ингибиторной защиты [13-15]. В данном случае на начальной стадии разработки технико- технологических решений целесообразно разработать регламент (стандарт организации) по ингибиторной защите от коррозии скважины как опасного производственного объекта капитального строительства. От величин рассчитанных в таком документе показателей происходит выбор определенного ингибитора коррозии и технологии его применения на скважине, а также ряд других мероприятий (например, использование НКТ и обсадных труб в коррозионностойком исполнении с повышенным содержанием хрома в стали, гальванических и полимерных покрытий, регуляторов и дозаторов ингибирования и т. д.).
Также эффективными является выполнение следующих рекомендаций и требований:
- спуск насосов с защитным покрытием в износостойком исполнении;
- спуск НКТ с повышенным содержанием Cr в стали
(9–13 %);
- спуск дозатора подачи ингибитора коррозии типа УД, УДХ во время ТКРС;
- применение самих ингибиторов коррозии типа ФЛЭК, Инкоргаз-111, ПЭП, Conqor 404.
Для контроля скорости коррозии защитного действия реагентов могут использоваться датчики типа Маникюр-Зонд (гравиметрия и метод LPR), установленные на выкидных линиях работающих скважин, а также образцы – свидетели коррозии: ЭЦН-кассеты с образцами, подвешенные на проволоке внутри НКТ.
Необходимо отметить, что при проведении всех вышеперечисленных работ при КРС рекомендуются ГИС (обязательно дефектоскопия, толщинометрия и т. д.).
Литература
1. Булекбаев З. Е. Месторождения нефти и газа Казахстана [Текст] / З. Е. Булекбаев, Э. С. Воцалевский, Б. А. Искужиев и др. // Справочник. Алматы: 1996. – 325 с.
2. Коротков С. А. Анализ возникновения МКД и способы их предотвращения [Текст] / С. А. Коротков // Проблемы развития газовой промышленности Западной Сибири: материалы ХIV науч.-практ. конф. – Тюмень, 2008. С. 14–17.
3. Стрелец Г. А. Нарушения обсадных колонн в интервалах соленосных отложений [Текст] / Г. А. Стрелец, Б. С. Филатов, В. З. Лубан, Ю. А. Еремеев // Нефтяное хозяйство. Москва: Недра, 1970. № 2. С. 28–31.
4. Белей И. И. Новые тампонажные материалы для цементирования обсадных колонн в скважинах с различными термобарическими условиями (часть I) [Текст] / И. И. Белей, Л. М. Каргапольцева, Н. Е. Щербич // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – 2007. № 6. С. 33–37.
5. Белей И. И. Новые тампонажные материалы для цементирования обсадных колонн в скважинах с различными термобарическими условиями (часть II) [Текст] / И. И. Белей, Л. М. Каргапольцева, Н. Е. Щербич // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – 2007. № 7. С. 47–49.
6. Технология бурения нефтяных и газовых скважин в 5 т.: учебник для студентов вузов [Текст] / под общ. ред. В. П. Овчинникова. – 2-е изд., перераб. и доп. – Тюмень: ТИУ,
2017. Т. 4. Осложнения и аварии. – 562 с.
7. Новый справочник химика и технолога. Сырье и продукты промышленности органических и неорганических веществ [Текст] / под ред. Ю. В. Поконовой – Санкт-Петербург: АНО НПО «Профессионал», 2005. – Ч. II. С. 1054–1057.
8. Леонтьев Д. С. Составы и технологии для ограничения и ликвидации водопритоков в нефтедобывающих скважинах [Текст]. – Тюмень: «Вектор Бук», 2020. – 158 с.
9. Р Газпром 2-3.2-349-2009 Рекомендации по предупреждению межколонных давлений при креплении скважин. Москва: ООО «ИРЦ Газпром», 2009. – 19 с.
10. СТО Газпром 2-3.2-194-2008 Герметичность резьбовых соединений обсадных труб в условиях высоких изгибающих нагрузок. Технические требования к конструкциям соединений и средствам их уплотнения. Москва: ООО «ВНИИгаз», 2008.
11. Иванов С. И. Интенсификация притока нефти и газа к скважинам: учебное пособие [Текст]. – Москва: Недра, 2006. – 565 с.
12. ФНиП «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности», приняты Федеральной службой по экологическому, технологическому и атомному надзору № 534 от 15.12.2020. Москва: ЗАО «Научно-технический центр исследований проблем промышленной безопасности». 2020. – 523 с.
13. Методика контроля технического состояния эксплуатационных скважин [Текст]. Москва: ОАО «ВНИИГАЗ», 2000. – 69 с.
14. СТО Газпром 2-2.3-117-2007 Инструкция по расчету поврежденных и находящихся в особых условиях эксплуатации обсадных колонн. Москва: ООО «ИРЦ Газпром», 2007. – 55 с.
15. СТО Газпром 9.3-011-2011 Ингибиторная защита от коррозии промысловых объектов и трубопроводов. Москва: ООО «ИРЦ Газпром», 2011. – 34 с.
Журнал «НГС (Нефть и Газ Сибири)» № 1(42) 2021 г.
