CC BY
52УДК 622.276.6
ПРОБЛЕМЫ МЕЖКОЛОННЫХ ГАЗОПРОЯВЛЕНИЙ НА СКВАЖИНАХ
PROBLEMS OF ANNULUS GAS SHOWING IN WELLS
В. В. Журавлев, Т. И. Чижова, Н. А. Шестакова, А. В. Кустышев
V. V. Zhuravlev, T. I. Chizhova, N. A. Shestakova, A. V. Kustyshev
ООО «Газпром добыча Надым», ООО «ТюменНИИгипрогаз», г. Надым, г. Тюмень
Ключевые слова: Бованенковское месторождение, строительство скважин, проблемы и решения, межколонные газопроявления, мониторинг, эксплуатация, консервация, ремонт
Key words: the Bovanenskoe of deposit, building of mining holes, problems and decisions, annulus gas showing, monitoring, exploitation, preservation, repair
На полуострове Ямал на сегодняшний день существует фонд скважин из разведочных и поисково-разведочных скважин. Данные скважины находятся на балансе госфонда и не проходят должного обследования. Весь фонд скважин, находящийся на балансе какого-либо предприятия, согласно правилам в нефтяной и газовой промышленности [1] проходит обследование раз в полгода, но это при условии, что фонд не имеет скважин с высокими межколонными давлениями. Для фонда, имеющего какие-либо давления, возникшие в межколонном пространстве, разрабатываются мероприятия по контролю за давлением и состоянием устья скважины, которые отражены в техническом регламенте по эксплуатации скважин с межколонными давлениями [2].
Чем страшны такого рода давления для скважины и какие могут быть последствия, многие предприятия над этим начинают задумываться уже после создавшейся ситуации. Хотя легче предупредить, чем ликвидировать чрезвычайную ситуацию [3].
В мероприятия по контролю над межколонными давлениями обычно входят замеры по набору и интенсивности давления после выпуска (стравливания) газа из межколонного пространства, замеры дебитов при выпуске (стравливании) газа из межколонного пространства. Только после этого в комплексе с оборудованием, спущенным в скважину, готовятся мероприятия по обвязке этих скважин, позволяющих эксплуатировать или вести наблюдения за фондом, находящимся в консервации [4].
Существует ошибочное мнение, что необходимо ликвидировать межколонное давление, возникшее при строительстве скважины, и что отсутствие такового является параметром качества строительства скважин [5, 6].
Однако имеется много примеров по эксплуатации скважин с межколонным давлением в России и в мировой практике, что мониторинг межколоннного давления, как это не паро-доксально, также помогает вести контроль состояния скважины и оказывать влияние на техническое состояние устья скважин [2]. Давления могут возникать из-за перепада температур окружающей среды, оказывающей пагубное влияние на устьевую часть фонтанной арматуры, тем самым нарушается герметичность вторичного уплотнения (потеря эластичности резинового элемента и рабочих параметров пластификатора), что в дальнейшем приводит к пропуску газа и появлению давления в межколонном пространстве или, наоборот, в затрубном пространстве [7].
Наиболее часто межколонные газопроявления в скважинах возникают из-за негерметичности устьевого и подземного скважинного оборудования; негерметичности обсадных колонн или их резьбовых соединений; недоподъема цемента до устья при креплении скважины; несовершенства контакта цементного камня и окружающей скважину горной породы.
Межколонные газопроявления, вызванные негерметичностью обсадных колонн и сква-жинного оборудования, можно ликвидировать в процессе ремонтно-изоляционных работ [8], с межколонными газопроявлениями по цементному камню дело обстоит хуже. На сегодняшний день нет эффективной технологии их ликвидации.
Данную ситуацию на ранней стадии обнаружения легко ликвидировать путем повторной пакеровки вторичных уплотнений при помощи пластификатора, если провести вовремя. Для этого осуществляют разогрев устья скважины при помощи передвижной пароподогре-вательной установки, например, ППУ-3М, далее снижением давления (стравливанием газа) в межколонном и затрубном пространстве при условии, что давление можно снизить в за-трубном и межколонном пространствах, и при помощи специальной задавочной машинки
№ 5, 2011
Нефть и газ
53
проводят закачивание в межколонное пространство пластификатора с контролем за его выходом через специальные отверстия, предусмотренные для выхода воздуха.
Если данная операция не дает результата, то требуется ревизия вторичного уплотнения глушением скважины или герметизации устья при помощи специальных устройств [4] и далее монтаж передвижного подъемного агрегата, например, А 50М, демонтаж фонтанной арматуры и ревизия вторичного уплотнения и замена его при необходимости. Это требует дополнительных и весьма немалых капитальных вложений. Так же существует проблема появления пропуска газа по резьбовому соединению нулевого патрубка с колонной или с колонной головкой, либо с фонтанной арматурой.
Гидроуправляемый
Елка фонтанная
Данные пропуски чаще всего возникают из-за применения патрубков, изготовленных в «кустарных» (не заводских) условиях с нарушением типоразмеров резьбового соединения или же не правильным моментом крепления их при монтаже. Если момент соблюден, то данную ситуацию можно ликвидировать закачиванием специального состава по закупориванию микроотверстий в резьбовой части, при условии, что в данный интервал можно закачать специальный состав. Данная технология применялась на Ямбургском ме-сторо-ждении, что существенно позволило сократить расходы на ликвидацию данного пропуска. Когда данная операция не приносит положительного результата, тогда необходимо ставить бригаду капитального ремонта на устранение данного пропуска, что очень затратно по времени и по финансам.
В скважинах Бованенковского нефтега-зоконденсатного месторождения (НГКМ) строятся высокопроизво-дительные скважины с оснащением их специальным подземным и устьевым оборудованием.
На рис. 1 приведена конструкция такой скважины. Зону многолетнемерзлых и высокольдистых пород (ММП) перекрывают удлиненным кондуктором диаметром 324 мм. Далее спускают промежуточную колонну диаметром 245 мм, перекрывающую газоносную березовскую свиту и се-номанскую газовую залежь, внутри которой устанавливают эксплуатационный хвостовик диаметром 168 мм, заканчивающийся хвостовиком-фильтром диаметром 114 мм.В скважину до головы хвостовика-фильтра спускается лифтовая колонна с размещенными в ее составе приустьевым клапаном-отсекателем, циркуляционным клапаном и эксплуатационным пакером
[9].
Рис. 1. Конструкция скважины на Боеаненкоеском НГКМ
54
Нефть и газ
№ 5, 2011
Приустьевой клапан-отсекатель управляется дистанционно от гидравлической станции управления, размещенной на поверхности, на кустовой площадке. От нее также дистанционно управляются гидравлические задвижки фонтанной арматуры и гидравлический дроссельный клапан.
В настоящее время почти на всех пробуренных скважинах Бованенковского месторождения отмечаются межколонные газопроявления, величиной от 1,0 до 6,5 МПа. Величины этих давлений ниже, нежели отмечаемые в свое время при эксплуатации скважин на Медвежьем, Уренгойском и Ямбургском месторождениях и доходивших до 9,0 МПа. Тем не менее, даже при таких величинах межколонного давления особых осложнений в работе скважин отмечено не было. По причине высоких межколонных давлений на этих месторождениях так же не наблюдалось возникновения аварийных ситуаций, тем более открытых газовых фонтанов.
Этому способствовала своевременная разработка компенсационных мероприятий, направленных на обеспечение противофонтанной и пожарной безопасности [2, 4].
В большинстве пробуренных в настоящее время на Бованенковском месторождении скважинах межколонные давления при выпуске газа через вентиль быстро снижаются (от 30 с. до 3 мин) и медленно увеличиваются (в среднем по 0,05 МПа в час) (рис. 2-5).
Рис 4 Ске 3301 Рис. 5. Ске. 3308
Это свидетельствует о возможности достаточно длительной эксплуатации скважин при незначительных величинах межколонного давления, а при более высоких значениях межко-
№ 5, 2011
Нефть и газ
55
лонных давлений с соблюдением компенсационных мероприятий, направленных на обеспечение противофонтанной и пожарной безопасности. При превышении предельно-допустимых величин межколонного давления и расхода газа из межколонного пространства скважины должны быть переданы в капитальный ремонт.
Проведенные исследования отобранного из межколонного пространства скважин проб газа геохимическими методами [10] показал, что в 60% скважин межколонный газ относится к сеноманским отложениям, в остальных скважинах - к отложениям березовской свиты. Газ одной скважины можно отнести к газогидратным отложениям. При этом в отложениях березовской свиты высока вероятность наличия газа техногенного происхождения.
Hü сегодняшний день при строительстве скважин Бованенковского месторождения пока не удается избежать появления межколонных давлений, поэтому очень важен контроль при эксплуатации и консервации скважин. Так как имеется множество факторов, что после окончания строительства скважин межколонные давления вначале отсутствуют, а при последующем освоении и эксплуатации появляются.
Поэтому только раннее обнаружение и меры по ликвидации, совместно с комплексом мероприятий по эксплуатации данных скважин, могут дать положительный эффект, обеспечивающий дальнейшую эксплуатацию скважин. Позволят избежать колоссальных финансовых затрат, а так же устранить развитие событий по ликвидации аварии на данной скважине. Предотвратить открытый газовый фонтан и пожар на скважине, не допустить экологической катастрофы.
Pазработанные компенсационные мероприятия по обеспечению противофонтанной и пожарной безопасности эксплуатации скважин при наличии в них межколонных газопроявлений позволяют осуществлять безопасную эксплуатацию скважин и проводить мониторинг за их техническим состоянием. Своевременно проводить ремонтно-изоляционные или ликвидационные работы на проблемных скважинах.
Список литературы
1. ПБ 08-624-03 Правила безоиасности в нефтяной и газовой промышленности.- M.: ФГУП «ИТЦ ио безопасности в промышленности Госгортехнадзора Pоссии», 2004.- 312 с.
2. Кустышев А. В. Эксплуатация скважин на месторождениях Западной Сибири.- Тюмень: Изд-во «Вектор Бук», 2002.- 168 с.
3. Губина И. А. Определение предельно-допустимого межколонного давления при эксплуатации скважин на месторождениях Крайнего Севера // Известия вузов. ^фть и газ. 2010. № 4.- С. 45-49.
4. Предотвращение и ликвидация газопроявлений и открытых фонтанов при ремонте скважин в экстремальных условиях Крайнего Севера / Л. У. Чабаев, А. В. Кустышев, Г. П. Зозуля, M. Г. Гейхман.- M.:ИPЦ Газпром, 2007.- 189 с.
5. Тенн PA. Mетоды диагностики и ликвидации межколонных флюидопроявлений при строительстве скважин на месторождениях и ПХГ: Автореф. ... дис. канд. техн. наук.- Ставрополь, 1999.- 16 с.
6. Тагиров К. M., Ильяев В. И., Тенн P. А. и др. Исследования межколонных газопроявлений в газоконденсатных скважинах // Техника и технология строительства газовых и газоконденсатных скважин: Сб. науч. статей.- M.: ВHИИГАЗ, 1990.- С. 101-108.
7. Кустышев А. В., Чижова Т. И., Mинаков В. В. Эксплуатация и ремонт скважин // Газовая промышленность.1999. № 3.- С. 42-44.
8. Басарыгин Ю. M. и др. Теория и практика предупреждения осложнений и ремонта скважин при их строительстве и эксплуатации: Сирав. пособие: В 6 т. / Ю^. Басарыгин, В.Ф. Будников, А. И. Булатов. - M.: ^дра-Бизнесцентр, 2000.- Т. 1. - 510 с.; 2000.- Т. 2.- 413 с.; 2001.- Т. 3.- 399 с.; 2002.- Т. 4.- 335 с.
9. ^мков А. В., Кустышев А. В., Чижова Т. И., Кряквин Д. А., Шестакова H. А. Подземное и устьевое оборудование для эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин // Обз. информ. Сер.: Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений.- M. : ОТЦ Газпром, 2008.- 68 с.
10. Пат. 2175050 PФ. Е 21 В 43/00, G 01 V 9/00. Способ определения природы межколонных газопроявлений на стадии бурения, эксплуатации и консервации газовых скважин многопластового месторождения геохимическими методами / Л. С. Чугунов, А. И. Березняков, P. M. Шайдуллин, В. А. Димитриев, Ю. M. Грачев и др. ^Ф).-№ 98110412, Заяв. 01.06.98; Опубл. 20.10.01.
Сведения об авторах
Журавлев Валерий Владимирович, заместитель начальника Управления капитального строительства ООО «Газпром добыча Надым», г. Надым, соискатель Тюменского нефтегазового университета тел.: (3452) 286-694
Чижова Тамара Ивановна, заведующий сектором эксплуатации и ремонта скважин ООО «ТюменНИИгипро-газ», г. Тюмень, тел.: (3452) 286-694
Шестакова Наталья Алексеевна, научный сотрудник ООО «ТюменНИИгипрогаз», г. Тюмень, тел.: (3452) 286694
Кустышев Александр Васильевич, д. т. н., профессор Тюменского государственного нефтегазового университета, заведующий отделом эксплуатации и ремонта скважин ООО «ТюменНИИгипрогаз», г. Тюмень, тел.: (3452) 286-694
Zhuravlev V. V., Deputy head of Capital construction board, «Gazprom-Dobycha Nadym, Ltd.», applicant, Tyumen State Oil and Gas University, phone: (3452) 286-694
Chizhova T. I., Head of the sector «Wells Operation and Repair» of «TyumenNUgiprogas», Ltd, Tyumen
Shestakova N. A., scientific worker, «TyumenNUgiprogas, Ltd. », Tyumen, phone: (3452) 286-694
Kustyshev A. V., Head of Department of wells operation and repair, «TyumenNUgiprogas, Ltd», Tyumen, phone: (3452) 286-694
56
Нефть и газ
№ 5, 2QÎÎ
