CC BY
49УДК 662.279.7
НЕКОТОРЫЕ АСПЕКТЫ ГЛУШЕНИЯ СКВАЖИН НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ ВОСТОЧНОЙ СИБИРИ
SOME ASPECTS OF WELL KILLING IN THE FIELDS OF EASTERN SIBERIA
А. В. Кустышев, И. А. Кустышев, Е. Н. Козлов
A. V. Kustyshev, I. A. Kustyshev, E. N. Kozlov
Тюменский государственный нефтегазовый университет, г. Тюмень
Ключевые слова: скважина, глушение, аномально низкое пластовое давление, поглощение, жидкость глушения, электроцентробежный насос Key words: well, killing, abnormally low reservoir pressure, absorption, killing liquid, electric centrifugalpump
В целях предупреждения открытого фонтанирования перед проведением ремонта скважин по правилам [1, 2] создается противодавление на забой скважины с помощью жидкости глушения, величина которого зависит от глубины пласта.
При эксплуатации скважин механизированным и фонтанным способом жидкость глушения должна обладать следующими свойствами [3]:
• иметь достаточную плотность для создания необходимого давления на забой;
• содержать механические примеси не более 0,1 г/л;
• не иметь в своем составе растворенного газа;
• должна быть химически инертна к горным породам, составляющим коллектор, совместима с пластовыми флюидами и исключать необратимую кольматацию пор пласта механическими примесями;
• должна обладать ингибирующими свойствами и предотвращать набухание частиц, входящих в состав коллектора.
Например, при капитальных ремонтах скважин (КРС) на Талаканском нефтега-зоконденсатном месторождении (НГКМ) плотность жидкости глушения должна составлять не менее 1 100-1 120 кг/см3, что в нормальных условиях (без поглощения) должно обеспечивать надежное блокирование продуктивного пласта. В качестве жидкости глушения на месторождении обычно используются растворы технического хлорида натрия (поваренной соли), которые дополнительно обеспечивают эффективное предупреждение гидратообразований. Помимо них применяются биополимерные растворы, гидрофобные и инвертно-эмульсионные растворы, жидкость глушения на нефтяной основе и товарная нефть. Тип жидкости глушения и ее объем определяются конкретно для каждой скважины геологической службой заказчика на основании данных замера пластового давления или по карте изобар, построенной в течение последних трех месяцев перед ремонтом.
Технология глушения скважин зависит от способа эксплуатации. Общими требованиями при закачивании жидкости глушения в скважину являются:
• давление жидкости на эксплуатационную колонну не должно превышать давления опрессовки эксплуатационной колонны, указанного в плане работ или заказ-наряде на ремонт данной скважины;
• при глушении скважин со сроком эксплуатации более 8 лет или скважин, где ранее проводились ремонтно-изоляционные работы по восстановлению герметичности обсадных колонн, давление при закачивании жидкости глушения допускается не более 80 % от давления опрессовки эксплуатационной колонны перед вводом скважины в эксплуатацию;
• перед началом глушения нагнетательная линия должна быть опрессована на полуторакратное давление (от ожидаемого максимального рабочего давления).
Глушение фонтанных нефтяных и газовых скважин должно проводиться следующим образом.
Так как башмак насосно-компрессорных труб (НКТ) находится в непосредственной близости от интервала перфорации, то жидкость в скважине замещается только на глубину спуска НКТ, а не на всю глубину забоя. Объем жидкости замещения и ее плотность должны обеспечивать необходимое противодавление для предотвращения возможного прорыва газа в жидкость глушения.
Если НКТ перекрыты асфальтено-смолисто-парафиновыми отложениями (АСПО) или газогидратными пробками, восстановить циркуляцию не удается. В этом случае жидкость глушения закачивается в пласт по затрубному пространству скважины непрерывно на максимально возможной скорости насосного агрегата. При этом давление закачивания не должно превышать максимально допустимого давления на эксплуатационную колонну для данной скважины.
Если приемистость скважины недостаточна, следует осуществлять закачивание жидкости глушения порциями (не превышая максимально допустимого давления на эксплуатационную колонну для данной скважины) с перерывами между циклами и выпуском (стравливанием) газа в атмосферу (лучше всего в дренажную емкость) перед закачиванием очередной порции. За период между двумя промывками вследствие разности плотностей солевой раствор перемещается вниз к забою скважины, а скважинная жидкость поднимается вверх. Тем самым происходит замещение скважинной продукции, находящейся в скважине, жидкостью глушения.
Повторной промывкой эта жидкость замещается на солевой раствор. Время замещения (оседания) жидкости глушения на забое скважины определяется по формуле
н
Т =— (1)
V
где Н — расстояние от башмака НКТ до забоя скважины, м; V — скорость оседания раствора (ориентировочно 0,04 м/сек).
В среднем время между двумя промывками составляет 3-4 часа. В связи с выбросом части жидкости глушения в дренажную емкость при разрядке скважины ее объем берется в полуторакратном объеме скважины.
Для предотвращения образования гидратной пробки в стволе газовой скважины при данном способе глушения разрядку скважины необходимо проводить через задвижку с установленным штуцером или через не полностью открытую дублирующую задвижку (что технически неверно, так как возможен ее абразивный износ), не допуская большой скорости истечения газа и резкой депрессии на пласт.
Промышленным объектом Талаканского НГКМ, принятого в качестве примера одного из месторождений Восточной Сибири, является осинский горизонт билир-ской свиты, представленный высококонсолидированными терригенно-карбонатными отложениями кембрия. Подобные породы при тектонических нагрузках претерпевают хрупкие деформации с образованием трещин.
Основной проблемой на месторождении (о чем уже говорилось ранее) является сильное поглощение жидкостей как в процессе строительства скважин, связанное с вскрытием проницаемых или слабых пластов, так и в процессе ее ремонта (особенно при нормализации забоя и глушении).
На наш взгляд, эти поглощения прежде всего связаны с пересечением стволами скважин зон развития трещин, что влечет за собой потерю циркуляции промывочной жидкости и остановку процесса бурения, приводящие к авариям, открытому газовому фонтану и пожару [3, 4, 5].
На рис. 1 представлена структура верхней части консолидированной земной коры на Талаканской площади. Структура выражается совокупностью горных пород, формирующих оболочку, отличающуюся по составу, строению и физическим
свойствам от перекрывающих (плитный чехол) и подстилающих (породы нижней коры и верхней мантии) образований литосферы.
Рис. 1. Структура верхней части консолидированной земной коры:
1 — глубинные разломы в фундаменте платформы; 2 — грабенообразные структуры; 3 —разломы;4 — изогипсы поверхности фундамента; 5 — глубинный диапир основного —ультраосновного состава (по геофизическим данным) ;
6 — зона повышенной проницаемости в земной коре; 7— граница распространения горизонта;8—лицензионный контур
В своей пространственной совокупности глубинные разломы и магматическая колонна формируют зону повышенной проницаемости (доказывает высокую поглощающую способность на месторождении), которая выступает концентратором глубинного флюидного потока.
При интенсивном поглощении жидкостей глушения пластом в качестве зада-вочной жидкости в мировой практике применяются вязкоупругие составы (ВУС) [6, 7, 8].
Нами была протестирована технология использования ВУС на основе тексот-рила, полимера марки БТ-Х и натрия едкого технического (щелочи), применяемая на скважинах Талаканского месторождения.
При глушении эксплуатационных скважин (рис. 2) ВУС закачивается в скважину и устанавливается в интервале перфорации, препятствуя поглощению зада-вочной жидкости в пласт, и одновременно не пропускает через себя нефть, газ и пластовую воду.
Высокие структурные свойства ВУС и способность принимать форму заполняемого объема дают возможность надежно блокировать перекрываемый интервал пласта и исключить проникновение технологической жидкости в пласт и поступление пластового флюида из пласта, что необходимо для беспроблемного и безаварийного ведения работ.
II
Рис. 2. Технология применения ВУС при глушении скважин:
1 — НКТ; 2 — заколонное пространство; 3 —ВУС; 4 — технологическая жидкость; 5 — деструктор
ВУС получают путем смешивания двух компонентов в соотношении 2:1 (таблица). Одним из действующих компонентов является полимер марки БТ—Х, а другим — натрий едкий технический. При этом оба компонента являются ком-плексообразователями. Прочность состава регулируется соотношением при смешивании компонентов (чем больше компонента 2, тем прочнее состав), а также содержанием в них БТ-Х и натрия едкого технического (чем больше массовая доля этих компонентов в каждом из компонентов, тем быстрее система сшивается и больше ее прочность).
Пропорции компонентов составов
Наименование Масса, кг
Компонент 1 Компонент 2
Вода техническая 1,000 0,500
Тиксотрил 0,045 0,075
БТ-Х 0,005 -
Натрий едкий технический - 0,006
Тиксотрил предназначен для применения в качестве основного компонента ВУС. Он представляет собой полисахарид растительного происхождения, диспергированный в смеси поверхностно-активного вещества (ПАВ), углеводородного растворителя, смеси жирных кислот и отходов производства диметилдиоксана.
Комплексообразователь БТ-Х (хромсодержащая добавка) предназначен в качестве основного компонента ВУС. Относится к группе негорючих веществ. По токсическим свойствам относится к умеренно опасным продуктам (3 класс опасности).
Комплексообразователь натрий едкий технический — белое твердое вещество сильно гигроскопичен, хорошо растворим в воде, быстро поглощает углекислоту из воздуха и постепенно переходит в углекислый натрий.
ВУС характеризуется высокой скоростью структурообразования после доставки состава в ствол скважины, но при этом сохраняет текучесть в течение времени закачки состава; имеет практически нулевую фильтрацию, высокую прочность структуры, не образует вязкие нерастворимые эмульсии при контакте с углеводородной жидкостью, не образует нерастворимых осадков при взаимодействии с пластовыми флюидами [9].
В результате проведенных работ по тестированию был доказан ряд преимуществ ВУС и ряд его недостатков, подлежащих устранению.
Преимущества:
• технологичность и безопасность приготовления и закачивания;
• не требуется дополнительная подготовка ствола скважины;
• стойкость к разбавлению пластовыми водами;
• сохранение коллекторских свойств пласта.
Недостатки:
• сложная последовательность технологических операций, трудоемкость их проведения.
При глушении скважин Талаканского месторождения, имеющих аномально низкое пластовое давление (Рпл < Ргст), жидкость закачивается в затрубное пространство на глубину спуска НКТ на максимально возможной скорости насосного агрегата непрерывно. При этом давление закачивания не превышает максимально допустимого давления на эксплуатационную колонну для данной скважины. Далее жидкость закачивается в НКТ с закрытой задвижкой на затрубном пространстве для заполнения ею забоя, находящегося ниже глубины спуска воронки [9].
Глушение скважин, оборудованных насосными установками, в отличие от добывающих и нагнетательных скважин, проводят в два цикла, после остановки скважинного насоса и сбивания «пальца» сливного клапана на скважинах, оборудованных установкой электроцентробежного насоса (УЭЦН), жидкость глушения закачивают обратной промывкой в затрубное пространство, соответственно проводится замена жидкости в скважине на глубину спуска насоса до появления ее на головке фонтанной арматуры. Затем центральная и затрубная задвижки закрываются, и через расчетное время, достаточное для выравнивания плотности закачиваемой и находящейся в скважине жидкостей, промывка повторяется.
При этом перед началом глушения в скважину через лубрикатор проводится сброс во внутреннюю полость НКТ срезного инструмента для среза «пальца» сливного клапана, фиксирующего его в закрытом положении, чаще всего в качестве срезного инструмента используют обычный ломик. После среза (разрушения) «пальца» сливного клапана жидкость глушения закачивается в затрубное пространство на максимально возможной скорости насосного агрегата непрерывно на глубину установки сливного клапана или приема насоса.
На наш взгляд, более эффективным методом глушения скважин, оборудованных насосными установками, для условий Талаканского месторождения является глушение на циркуляцию, так как изначально перед началом глушения неизвестна приемистость скважины и состояние НКТ. Как правило, перед глушением скважины проводится растепление и промывка НКТ горячей нефтью, подогретой универсальным подогревателем (УПС), при помощи установки депарафинизации (АДП), а также очистка ствола механическим скребком, спускаемым с помощью глубинной лебедки. Результат обработки скважины данными методами не всегда известен, соответственно неизвестно состояние НКТ, что может привести к подъему УЭЦН с «сифоном» и высокой вероятности возникновения аварии или фонтана.
Глушение на циркуляцию (при работающей УЭЦН) позволит провести полное замещение скважинной жидкости. При этом движение потока жидкости происходит через сливной клапан, что обеспечивает разрушение парафиновых отложений и снижение продолжительности глушения. После того как на головке фонтанной арматуры появится жидкость глушения, происходит отключение УЭЦН, а закачивание жидкости глушения продолжается через НКТ в трубное пространство скважины.
При низкой приемистости пласта и пропусках в кабельном вводе можно применить другой способ глушения. Путем сброса через лубрикатор в НКТ специального ломика разрушается «палец» сливного клапана в скважине, оборудованной УЭЦН. Промывкой заменяется весь объем жидкости в скважине на глубину установки сливного клапана. Закрывается центральная задвижка и продолжается закачивание по колонне с доведением жидкости глушения до эксплуатируемого пласта. Если ломик не достигает сливного клапана из-за отложений в НКТ парафина, проводится перфорация НКТ над насосом специальными перфораторами, спускаемыми на непрерывной трубе на насосных штангах или с помощью канатной техники.
На Талаканском месторождении большинство добывающих скважин оборудовано пакерами «Гайберсон» с клапаном-отсекателем типа КОС. При глушении
необходимо выполнить замену скважиной жидкости, находящейся над КОС, на жидкость глушения для создания противодавления на клапан-отсекатель с целью предотвращения неконтролируемого поступления скважинной жидкости в скважину. В данном случае обычной промывкой заменяется весь объем скважинной жидкости в скважине до глубины спуска насоса на солевой раствор расчетного удельного веса. Путем увеличения давления закачки жидкости (не более максимально допустимого для эксплуатационной колонны данной скважины и не выше 150 кг/см2) закрывается КОС и выдерживается под давлением в течение 10 мин.
В случае отказа закрытия КОС проводится глушение скважины, причем давление закачки не должно превышать максимально допустимого давления на эксплуатационную колонну для данной скважины. Объем жидкости глушения в этом случае составляет полуторакратный объем от расчетного объема, а именно внутреннего объема эксплуатационной колонны скважины. Скважина считается за-глушенной и подготовленной к ремонту, если при сообщении трубного и затруб-ного пространства с атмосферой не наблюдается перелива жидкости. Если при сообщении трубного и затрубного пространства наблюдается перелив жидкости в объеме 0,5 м3 и значительное выделение попутного газа (может повлечь нефтега-зоводопроявление), дальнейшие работы по глушению скважины проводятся с закачиванием жидкости глушения в пласт [7].
Таким образом, в условиях аномально низких пластовых давлений месторождений Восточной Сибири наблюдаются довольно сильные поглощения жидкости глушения. Применяемые для глушения скважин жидкости не всегда обеспечивают надежное блокирование пласта. Наиболее перспективными жидкостями являются ВУС на основе тексотрила, полимера марки БТ-Х и натрия едкого технического. Но данный ВУС наряду с положительными сторонами имеет ряд недостатков, требующих доработки. Исследования по совершенствованию данного ВУС начаты в лаборатории кафедры бурения нефтяных и газовых скважин Тюменского государственного нефтегазового университета.
Список литературы
1. Справочная книга аварийно-восстановительных работ в нефтяных и газовых скважинах / А. В. Кустышев, Ю. В. Ваганов, Г. П. Зозуля, В. В. Дмитрук, С. К. Ахедсафин, И. А. Кустышев: Под ред. Г. П. Зозули. - Тюмень: Вектор Бук, 2011. - 464 с.
2. Фонтаноопасность при бурении, эксплуатации и ремонте скважин / Л. И. Чабаев, Д. М. Чуд-новский, С. Р. Хлебников, А. Г. Аветисов, Г. П. Зозуля, А. В. Кустышев, Ю. А. Пуля. - Краснодар: Просвещение-Юг, 2009.
3. Козлов Е. Н., Кустышев А. В. Устранение источников поглощений технологических жидкостей — основа энергетической эффективности разработки месторождений Восточной Сибири и Якутии // Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа: материалы международной научно-практической конференции. - Уфа: УГНТУ. -2013.-478 с.
4. Козлов Е. Н., Кустышев И. А. Ликвидация поглощений в процессе бурения и ремонта скважин на Талаканском месторождении // Сб. науч. тр. ООО «ТюменНИИгипрогаз». - Тюмень: Флат, 2013.-С. 161-164.
5. Mills P. G. Blowout prevention. - Boston: International development comporation, 1987.
6. Курочкин Б. М. Техника и технология ликвидации осложнений при бурении и капитальном ремонте скважин. - М: ОАО «ВНИИОЭНГ», в 2-х частях. - Ч.1, 2007, - 598 с., Ч. 2, 2008. - 555 с.
7. Басарыгин Ю. М. и др. Теория и практика предупреждения осложнений и ремонта скважин при строительстве и эксплуатации / Ю. М. Басарыгин, В. Ф. Будников, А. И. Булатов. - Краснодар: Сов. Кубань. В 6-ти томах: Т. 1, 2000. - 510 с., Т. 2, 2000. - 413, Т. 3, 2001. - 380 с., Т. 4, 2002. - 335 с.
8. Рябоконь С. А. Технологические жидкости для заканчивания и ремонта скважин. - Краснодар, 2002. - 274 с.
9. Инструкция по глушению нефтяных, газовых и нагнетательных скважин перед проведением текущего, капитального ремонта и освоения скважин на месторождениях Республики Саха (Якутия). -Ленск, 2011.
Сведения об авторах
Кустышев Александр Васильевич, д. т. н., профессор кафедры «Бурение нефтяных и газовых скважин», Тюменский государственный нефтегазовый университет, г. Тюмень, тел. 8(3452)286694, e-mail: Kustishev@tngg. info
Кустышев Игорь Александрович, к. т. н., доцент кафедры «Бурение нефтяных и газовых скважин», Тюменский государственный нефтегазовый университет, г. Тюмень
Козлов Евгений Николаевич, аспирант кафедры «Бурение нефтяных и газовых скважин», Тюменский государственный нефтегазовый университет, г. Тюмень, тел. 8(3452)286694
Kustyshev A. V., Doctor of Engineering, professor of the chair «Drilling of oil and gas wells», Tyumen State Oil and Gas University, phone: 8(3452)286694, e-mail: Kustishev@tngg.info
Kustyshev I. A., Candidate of Science in Engineering, associate professor of the chair «Drilling of oil and gas wells», Tyumen State Oil and Gas University
Kozlov E. N., postgraduate student of the chair «Drilling of oil and gas wells», Tyumen State Oil and Gas University, phone: 8(3452)286694
