CC BY
33
© А.А. Лапиикий, 2003
УЛК 622.245.12
А.А. Лапиикий
ТЕХНИЧЕСКИЕ ПРЕЛЛОЖЕНИЯ ПО ИЗОЛЯЦИИ ЗАТРУБНОГО ПРОСТРАНСТВА ОБСАЛНЫХ КОЛОНН ПРИ КАПИТАЛЬНОМ РЕМОНТЕ ПОЛЗЕМНЫХ РЕЗЕРВУАРОВ В КАМЕННОЙ СОЛИ
Из отечественной практики и литературных источников [1-3] известно, что затрубное пространство обсадных колонн является одним из слабых мест, по которому возможно возникновение перетоков и утечек хранимых в подземном резервуаре продуктов. Существует достаточно много решений повышения изоляции затрубного пространства обсадных колонн при эксплуатации ПХ и при разработке нефтегазовых месторождений.
ООО «Подземгазпром» был выполнен анализ причин нарушений герметичности скважин подземных хранилищ, который показал, что утечки в скважинах происходят главным образом в результате наличия зазоров между цементным камнем и обсадной колонной и каналов и трещин в самом цементном камне. Было выявлено, что основными причинами не герметичности затрубного пространства обсадных колонн при строительстве подземных резервуаров являются недостатки, возникающие ещП на этапе проектирования. В проектах, как правило, отсутствуют научно обоснованные рекомендации по оптимальным составам тампонажных растворов и решения по защите скважин от электрохимической коррозии. Часто причиной плохой изоляции за-трубья является некачественное выполнение тампонажных работ. Трещины в цементном камне образуются и при работе эксплуатационных скважин ПХ, испытывающих большие перепады давлений.
В работе [3] были рекомендованы составы тампонажных растворов для изоляции затрубья, применяемые главным образом при капитальном ремонте подземных резервуаров. Эти соста-
вы были разработаны на основе тампонажного портландцемента, затворяемого на рассоле, с различными добавками. В числе предложений для восстановления герметичности скважин была и гель-технология с применением нефелинового концентрата и серной кислоты.
В работе [4] приводятся апробированные в различных регионах жидкости, полученные гель-технологией для крепления и капремонта скважин. Это калийный раствор на основе гидрогеля магния, солегель карбонатный, гидрогель магния, битумно-
эмульсионный гидрогель, гидрогель железа, солегель алюминия, гидрогель кальция, обращенный гидрогель магния, гидрогель
цинка, солегель силикатный, гипсовый солегель, солегель
сульфатно-баревый, цементно-солегелевые растворы, пеносо-легель, торфяной структурооб-разователь (ТС) и асбестосодержащие растворы.
Однако все эти растворы, главным образом, используются при строительстве в процессе бурения скважин, предотвращая осыпи и обвалы пород, препятствуя адсорбционному понижению твердости пород. Специальных исследований по возможности изоляции затрубья этими составами не проводилось.
Наиболее приемлемой для этих целей представляется гель-технология, основанная на свойствах нефелинового состава «Невод» (разработка института «ИКИМСО»), отличающегося высокой начальной фильтруемо-стью, позволяющей ему глубоко проникать в низкопроницаемые пласты и трещины.
Многолетними работами этого института по применению нефелинового концентрата, представ-
ляющего собой алюмосиликат натрия и калия структуры Ма(К)А1БЮ4, и минеральных кислот (особенно серной), было установлено, что они, первоначально представляя собой чистый золь неорганического полимера (с начальной динамической вязкостью 2-4 МПа-с), попадая в минерализованные воды и рассолы в определенных условиях с течением времени формируют густые гелеобразующие составы, обладающие высокой динамической вязкостью (до 2,5-105 МПа-с). Поэтому можно предположить, что в порах и трещинах состав, приготовленный на рассоле, превратится в гель и, увеличив вязкость на несколько порядков, обеспечит надежную изоляцию затрубья. Исходные реагенты доступны и дешевы. Так, в ценах июня 2000 г, 1т нефелинового концентрата обходится в 900 руб., 1 т серной кислоты - 2000 руб.
В литературе имеются ссылки об использовании гелей для борьбы с поглощениями и водо-проявлениями при бурении скважин; изоляции подошвенных минерализованных вод в нефтяных скважинах; гидроизоляции шламовых амбаров в фильтрующих грунтах (песках) [3, 5].
Задачей настоящей работы являлась разработка технических предложений для ликвидации межколонных перетоков в скважинах ПХ жидких и газообразных углеводородов, созданных в каменной соли. Отметим, что минерализация пластовых вод ускоряет процесс образования вязких гелей [6].
В лабораторных условиях ООО «Подземгазпром» были проведены экспериментальные работы с целью получения гелеобразующего состава, способного залечивать полости и каналы в межколонном зацементированном пространстве эксплуатационных скважин.
Была создана установка, позволяющая моделировать взаимодействие тампонажного цемента с обсадной трубой и каменной солью, и представляющая собой стальную трубку с внутренним диаметром 36,5 мм, в которой размещен стержень диа-
метром 6 мм, а затем залит раствор портландцемента (рис. 1) высотой 79 мм и объемом 80,39 см3. После образования цементного камня эта модель помещалась в напорный бачок от установки исследований проницаемости керна (УИПК-1) и при давлении газа 4 МПа проверялась проницаемость системы. Цементный камень оказался непроницаем.
Затем в первой серии экспериментов стержень прессом был сдвинут в цементном камне на 5 мм вниз, т.е. созданы условия для проникновения газа и флюида по зонам трещиноватости и сцепления цемента с металлом, после чего определена прони-Таблица 1______________________
Давление газа, МПа Проницаемость по газу, мд
0,25 7,5-10-4
1,00 5,9-10-4
2,30 0,1
Таблица 2
Давление газа, МПа Проницаемость по газу, мд
0,25 4,06-10-3
0,50 1,3-10-3
0,75 1,4-10-4
1,00 1.8-10-4
1,60 7,1 -10-5
2,30 1,9-10-5
цаемость системы по газу (21,66 мд при давлении 0,0025 МПа) и по воде (1,25 мд при давлении 0,2 МПа).
Затем на цементный камень сверху подавался гелеобразующий состав, состоящий из рассола, нефелина и серной кислоты, перемешанный в течение 1 часа в мешалке, и при давлении 4 МПа продавливался во все трещины и поры до появления капежа на нижнем фланце. Через 3 дня, после того как произошло гелеоб-разование (в контрольной емкости образовался гель), система была испытана водой сверху и оказалась непроницаемой. Затем сверху был подан газ при ступенчатом увеличении давления от 0,2 до 2,3 МПа. Фильтрации не было зафиксировано.
При подаче газа снизу система стала фильтровать и были получены следующие результаты (табл. 1).
Тогда газ снова стали подавать сверху и система показала следующие результаты (табл. 2).
что указывает на снижение проницаемости системы при повышении давления, связанное, по-видимому, с проникновением гелеобразующего состава в каналы и поры и их последующей закупоркой.
Во второй серии экспериментов исследовалась возможность повышения изоляционных
свойств контакта тампонажного цементного камня с каменной солью. Для этого в трубе Ш 35,5 мм, высотой 232 мм, цементом был залит столбик каменной соли Ш 26 мм и высотой 58 мм. После образования цементного камня система «соль-цементный камень» не фильтровала при ступенчатом повышении давления от 0,1 до 2,0 МПа. После этого столбик каменной соли был сдвинут на прессе под давлением 6,3 т на 23 мм вниз относительно цементного камня и созданы условия для фильтрации газа по контакту соль-цементный камень (рис. 2), проницаемость по газу составила 62 мд.
Затем на цементный камень и контакт его с каменной солью был подаван гелеобразующий состав, и под давлением 1,0 МПа продавлен в трещины по контакту. Через 3 дня, после гелеобразо-вания (в контрольной емкости образовался гель) на образец был подан флюид. При ступенчатом увеличении давления от 0,2 до 2,0 МПа образец не фильтровал.
Третья серия экспериментов заключалась в определении возможности повышения изоляци-
Принципиальная схема связывания рассола в емкости с использованием нефелиновой смеси (гель-технология)
1. Подземная емкюсть
2. ]
3. ■
4. Подвесная колонна
5. Обрушившаяся каменная соль
6. Загрязненный рассол
7. Пакер
8. Фонтанная арматура
9. Склад нефелинового концентрата
10. Шнековый смеситель
11. Цементировочный агрегат
12. Емюэсть с серной кислотой
13. Автоналивник
14. Емкость для избытка рассола
буемой механической прочно-
Рис.4
онных свойств затрубья в случае, если цементный раствор за обсадной колонной полностью разрушен. Разрушенный цементный камень имиторовался крупнозернистым песком (рис. 3). Первые опыты с песком были проведены нами в 1999 году. Тогда проницаемость по газу через песок составила 10,93 мд. После 3 суток выдержки геля под давлением в 3,0 МПа, коэффициент проницаемости уменьшился в 1000 раз и составил всего 1,3-10-2 мд, что соизмеримо с проницаемостью затвердевшего цементного раствора. В экспериментах, проведенных в текущем году, в трубке Ш 36 мм высота песка составляла 123 мм. Проницаемость по газу влажного песка составила 21,6 мд. После этого гелеобразующий состав был закачан в образец и выдерживался 4 суток под давлением 0,65 МПа (в контрольной емкости образовался гель), затем был подан флюид под давлением от 0,25 МПа. Проницаемость составила 0,178 мд.
Таким образом проведенные серии экспериментов позволяет сделать вывод, что при помощи нефелинового концентрата и серной кислоты можно ликвидировать межколонные перетоки газа и жидкости по контакту це-
ментного камня с обсадной колонной и каменной солью в эксплуатационных скважин на ПХ, созданных в каменной соли.
Окончательное решение о применении предложенной гель-технологии для изоляции затрубья при капремонте скважин можно принять после проверки предлагаемых составов в натурных условиях.
На основе анализа существующего зарубежного и отечественного опыта, а также результатов экспериментальных исследований предлагаются следующие технические предложения по изоляции затрубного пространства обсадных колонн труб.
Основы надежной изоляции должны быть заложены при выполнении проектных работ, в которых необходимо для каждого отдельного случая предусмотреть составы тампонажных растворов. Соответственно гидрогеологическим условиям составы тампонажных растворов должны обладать высокой начальной фильт-руемостью, регулируемостью реологических свойств, высокой адгезиальной способностью, тре-
стью и технологичностью применения. При этом должно быть обеспечено качественное выполнение работ по тампонажу при строительстве и электрохимическая защита обсадных колонн. Ниже приводятся некоторые рекомендуемые составы тампонажных растворов для изоляции затрубного пространства. Эти составы положительно зарекомендовали себя при строительстве и капитальном ремонте скважин подземных хранилищ в каменной соли и в водоносных структурах. К таким составам относятся портландцемент тампонажный (ПЦТ), затворяемый на рассоле ИаС1 с добавкой 1-2% суперпластификатора с-3 и ПЦТ с добавкой 0,005% нитрометилфосфо-новой кислоты (НТФ).
Перспективным составом является состав на основе нефелинового концентрата, обработанного серной кислотой, который, как показали проведенные исследования, способен в порах и
трещинах, существующих по контакту цементного камня с обсадной трубой и каменной солью, обладая высокой начальной фильтруемостью, превращаться в гель и, увеличивая вязкость на несколько порядков, обеспечивает надежную изоляцию затрубья.
Исследованиями ООО «Подземгазпром» [6] было установлено, что этот состав на основе нефелина и серной кислоты хорошо связывает и высокоминерализованные рассолы (ИаС1 плотностью р = 1,2 г/см3), образуя устойчивый гель, что сможет
обеспечить изоляцию затрубья от водонасыщенных зон и зон водо-притоков. Получаемый гель имеет следующие свойства: водоотдача по ВМ-6 - 51-95 см3/30 мин, статическое напряжение сдвига (на СНС-2) - 366-499 ДПа, динамическая вязкость 45,5-51,0 МПа-с.
Сущность технического предложения по изоляции затрубного пространства обсадных колонн при капитальном ремонте скважин подземных резервуаров будет заключаться в следующем (рис. 4).
После проведения полного комплекса геофизических исследований (ГИС) по диагностике обсадной трубы на ней выбирается место, в котором создаются технологические отверстия. Через них подается гелеобразующий состав, приготовленный на поверхности. Через 3-5 суток в зоне разрушенного цементного камня образуется плотный гель и затрубье становится герметичным. Отверстия в трубе заделываются специальным пластырем.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Способ селективной изоляции пластов. А.с.1016486 МКИ У 21 В 33/13, Кубанский государственный университет.
2. Сулейманов А.Б, Асад-Заде А.И. Ограничение во-допритоков в скважинах месторождения Санчагалы-Дуванный. РИТС. Сер.Нефтепромысловое дело, М., ВНИИОЭНГ, 1984, вып.5, с.18-20.
3. Коновалов Е.А., Ноздря В.И. и др. Гидроизоляционные составы для борьбы с осложнениями в скважинах. Газовая промышленность, 1998, № 12, с.28-30.
КОРОТКО ОБ АВТОРАХ ---------------------------------
Лапицкий А.А. - ООО «Подземгазпром».
4. Кулиев К.Н. Гель-технология рабочих жидкостей, применяемых в глубоком и сверхглубоком бурении. Ылым, Ашгабат, 1993, с.100-105.
5. Фахретдинов Р.Н, Мухаметзянова Р.С. и др. Гелеобразующие композиции на основе нефелина для увеличения нефтеотдачи пластов. Нефтяное хозяйство, 1995, №
3, с.45-46.
6. Е.К. Коенов, А.А. Лапицкий и др. Гель-технология для отверждения рассола в подземных емкостях. Газовая промышленность, 2001, № 8, с.62-64.
последние годы наблюдается сме- танского (1775-1875) веков.
© А.А. Фаткулин, А.В. Андреев, 2003
УЛ 553
А.А. Фаткулин, А.В. Андреев О КОМПЛЕКСНОМ ОСВОЕНИИ МЕСТОРОЖЛЕНИЙ ЛАЛЬНЕГО ВОСТОКА
шщие центра тяжести экономических и международных отношений ^ берегов Атлантического на бере-ТЯ-Тихого океана. Идущую роль в этом процессе играет интенсивное технологическое развитие ряда азиатских стран -Японии, Кореи, Китая( Гонконга), Сингапура, По мнению ряда политических и экономических обозревателей наступает Тихоокеанский век (19752076), который пришел на смену Американского (1875-1975) и Бри-
Анализ показывает, что ведущую роль в этом играет разработка новых технологий и быстрое внедрение технических средств для их реализации. Отмечаются значительные финансовые дотации ведущих стран Азиатско-тихоокеанского региона (АТР) в научные исследования по созданию новых технологий и технических средств в различных отраслях человеческой деятельности.
