Разработка и внедрение методов контроля и исследований скважин с межколонными давлениями на астраханском гкм

• Появление сероводорода в МКП 9/12, МКП 12/16 независимо от его концентрации, т.к. наличие Н2S в этих МКП может привести к охрупчиванию и разрушению первой технической колонны, выполненной из материала, не стойкого к сероводородной коррозии.
• Наличие H2S в МКП 7/9 при концентрации в области сульфидно-коррозионного растрескивания металлических материалов под напряжением.
• К признакам предельного состояния также относится превышение предельно допустимой величины дебита постоянного притока флюида из межколонного пространства скважины, приводящее в случае разгерметизации МКП к аварийной ситуации. Для АГКМ эти величины составляют: по жидкости
  1 м3/сут, по газу – 1000 м3/сут.

До настоящего времени в отрасли не существует общепринятой методики, пользуясь которой можно было бы охарактеризовать степень опасности МКД, создаваемых источниками разной природы (учитывая вероятность действия на устье МКП множества источников), и на этой основе выбрать наиболее эффективный способ ликвидации данного осложнения.

С участием автора была разработана классификация скважин по степени опасности состояния МКП, основанная на анализе результатов комплекса геофизических, физико-химических и промысловых исследований. Выделены 4 класса опасности – с 1 по 4 в порядке снижения степени опасности. Принципы данной классификации приведены в таблице 1.

Независимо от источника МКД скважины с признаком предельного состояния относятся к 1 классу опасности. Эти скважины требуют немедленного проведения мероприятий по снижению опасности МКД или выводятся из эксплуатации с обеспечением безопасного бездействия в ожидании КРС.

Таблица 1 Классификация скважин АГКМ по степени опасности

состояния МКП

Класс опасности	Источник и причина возникновения МКД	Флюид МКП	Основные признаки класса
1	Независимо от источника	Флюид с наличием Н2S	В МКП 7/9 концентрация Н2S в области сульфидно-корро-зионного растрескивания металлов под напряжением
			Наличие Н2S в МКП 9/12 или МКП 12/16 независимо от его концентрации
		Независимо от состава флюида	МКД больше предельно допустимого значения
		Углеводородная жидкость, минерализованная вода без Н2S	Постоянный приток жидкостного флюида из МКП > 1 м3/сут
		Газообразный флюид без Н2S	Постоянный приток газа из МКП > 103 м3/сут
2	Нефтегазонасыщенный пласт-коллектор Коррозионные процессы в МКП Негерметичное затрубное пространство Водонасыщенный пропласток в сочетании с другим источником Несколько источников совместно	Углеводороды (газы и жидкости), неуглеводородные газы (СО2, Н2S, Н2 и др.), минерализованная вода, компоненты технологических составов из затрубного пространства скважины	Концентрация Н2S вне области сульфидно-коррозионного растрескивания металла труб
			Наличие углеводородов и (или) продуктов коррозии металла или цемента
			Наличие межколонного перетока (при негерметичности эксплуатационной и (или) обсадной колонн, трубной и (или) колонной головок)
3	Рапонасыщенный сульфатно-терригенный пропласток	Минерализованная вода различной плотности	Увеличение минерализации флюида до предела насыщения
4	Невозобновляемый источник в МКП	Углеводороды (газы и жидкости), неуглеводородные газы (кроме Н2S), минерализованная вода, компоненты технологических составов, механические примеси	Прямая зависимость снижения величины МКД от объема стравленного флюида
			Прямая зависимость снижения объема излива флюида из МКП от количества стравливаний

Если в МКП 7/9 обнаружен Н2S вне области сульфидно-коррозионного растрескивания металла под напряжением, скважина относится ко 2 классу опасности и требует немедленного проведения работ по ликвидации перетока сероводородсодержащего флюида в МКП.

Скважина относится к 3 классу опасности, если источником МКД являются рапоносный пласт, межколонный флюид – минерализованный водный
раствор различной плотности. Если источник МКД находится непосредственно в МКП и не имеет связи с другими источниками (невозобновляемый экранированный источник), скважина относится к 4 классу опасности. Во всех остальных случаях скважина относится ко 2 классу опасности ввиду неоднозначного воздействия нескольких источников на МКП скважины.

В зависимости от класса опасности принимается решение о возможности дальнейшей эксплуатации скважины, определяется комплекс мероприятий по снижению и ликвидации МКД.

Для раннего выявления признаков предельного состояния МКП и определения причин и источников МКД сформирована многоуровневая система
контроля технического состояния скважин, приведенная на рисунке 1.

Рисунок 1 Система контроля технического состояния скважин АГКМ

В третьей главе рассмотрен используемый на АГКМ комплекс методов исследований скважин с МКД, представлены результаты экспериментальных работ по изучению изотопного состава вод АГКМ, обоснован изотопно-геохимический метод диагностики источников водных флюидов из МКП и усовершенствована технология промысловых исследований скважин с МКД.

Для диагностики источников МКД в сложных горно-технических условиях АГКМ используются различные способы и методы исследований, в том числе не имеющие аналогов. Например, кроме традиционных геофизических методов контроля технического состояния скважинного оборудования определяются межколонные и межпластовые перетоки с помощью радиоизотопных индикаторов (РАИ) (патент РФ № 2213213), проходит апробацию новый метод трехкомпонентного геоакустического каротажа (ГАК), позволяющий выявлять перетоки флюида между техническими колоннами. Предложен и опробован способ определения фильтрационно-емкостных характеристик проводящего канала в МКП, основанный на гравитационном замещении межколонного флюида индикаторной жидкостью (патент РФ № 2286452). При исследовании углеводородных проб флюидов из МКП используются современные методы газовой и газожидкостной хроматографии, а также специально разработанные геохимические методики.

Наиболее сложными в плане диагностики источника МКД являются водные флюиды из МКП скважин АГКМ, т.к. они представляют собой минерализованные водно-органические растворы и суспензии, содержащие примеси различных технологических жидкостей (компоненты бурового раствора, поверхностно-активные вещества, ингибиторы коррозии, углеводороды и др.), а также водорастворённые газы, искажающие первичный состав вод основных источников. По данным лабораторных анализов, проведенных в период 1991 –
2011 гг., водные флюиды из МКП скважин отличаются повышенными значениями рН (от 7,5 до 13,7), плотность большинства проб находится в пределах 1,001…1,223 кг/м3, общая минерализация составляет от 5 до 370 г/л, содержание основных ионов изменяется в диапазоне: Сl- 3…210 г/л, SO4-2 0…58 г/л, K+ 0,5…90 г/л, Mg +2 0…2,7 г/л, Ca+2 0…13 г/л.

Сотрудниками ООО «Газпром ВНИИГАЗ» при участии автора впервые выполнены исследования по определению изотопного состава водорода и кислорода в водно-органических флюидах из МКП скважин АГКМ. Для установления источников МКД помимо изучения проб собственно водных флюидов из МКП проводилось изучение химического и изотопного составов кислорода и водорода вод возможных источников: поверхностных (метеогенных) вод района, рапы пермских отложений, технических вод, подошвенных, конденсационных и попутных вод, поступающих с продукцией эксплуатационных скважин. Результаты исследований показали (рисунок 2), что геохимические свойства вод возможных источников водного флюида МКП значительно отличаются и, следовательно, могут использоваться для определения источников МКД.

Исходя из геохимических особенностей вод различного генезиса, изотопный состав вод пермского гидрогеологического комплекса в районе АГКМ отвечает эвапоритовому бассейну высокой степени выпаривания морских вод. По полученным данным, подошвенные воды продуктивных отложений АГКМ и законтурные воды месторождения характеризуются значительным положительным кислородным сдвигом и отвечают метаморфизованным талассогенным и возрождённым (формационным) водам. Изотопный состав вод верхних горизонтов верхнего (надсолевого) гидрогеологического этажа соответствует метеогенным водам аридной зоны, аналогичен изотопному составу атмосферных осадков района месторождения и указывает на инфильтрационное происхождение этих вод. Изотопный состав метеогенных вод района АГКМ (озёра, ручьи, сезонные заводи, дождевые стоки), составляющий локальную линию испарения, характеризуется зависимостью D = 3,318O 50, ‰ (SMOW).

В отличие от перечисленных внутризалежные воды продуктивных отложений башкирского яруса характеризуются уникальным изотопным составом. Наблюдаемый здесь диапазон величин 18O и D составил: ( 1…11) ‰ (SMOW) для кислорода и ( 10…235) ‰ (SMOW) – для водорода. Большинство изученных конденсационных вод характеризуется положительными значениями как по дейтерию, так и по кислороду-18. Таким образом, изотопный состав внутризалежных вод месторождения не отвечает составу ни морских, ни океанических вод и не подчиняется общим закономерностям формирования изотопного состава метеогенных вод. Изотопный состав попутных вод, выносимых с продукцией башкирской залежи, в координатах «D 18O» характеризуется линейной зависимостью D = 220 2218O, ‰ (SMOW) и отвечает различным соотношениям в смеси подошвенных и конденсационных вод.

Рисунок 2 Результаты изотопных исследований пластовых,

поверхностных, попутных вод и водных флюидов

из МКП скважин АГКМ

Изучение геохимических особенностей водно-органических флюидов из МКП скважин АГКМ показало, что вода в них может поступать из различных источников. Так, часть проб воды из МКП 7/9 (рисунок 2) попадает в область метеогенных вод, но при этом соответствует изотопному составу современных атмосферных осадков очень низких (приэкваториальных) широт, т.е. значительно отличается от метеогенных вод района АГКМ и представляет не современную метеогенную, а инфильтрационную захороненную воду.

В изученных пробах из МКП не зафиксировано вод с изотопным составом, характерным для формационных (возрождённых) вод нижнего гидрогеологического этажа. Большинство проб из МКП 7/9 соответствует рапе кунгурских отложений и технической воде из местного водозабора (р. Ахтуба).

Проведённые исследования также показали, что водно-органические флюиды из МКП ряда скважин характеризуются высокими значениями как по кислороду-18, так и по дейтерию. Геохимические свойства вод однозначно указывают, что обогащённые тяжёлыми изотопами флюиды формируются при проникновении в МКП этих скважин конденсационных вод. В случае положительных значений для водорода и отрицательных для кислорода-18 формирующий МКД флюид, по всей видимости, представлен смесью конденсационных и техногенных вод. Учитывая данные по осложнениям и КРС, по мнению автора, источником МКД в этих скважинах являлись остатки технологических жидкостей, используемых для глушения скважин и при КРС.

Изотопный состав вод из МКП 7/9 некоторых скважин характеризуется аномально высокими значениями по дейтерию, превышающими содержание тяжёлого водорода в попутных водах, получаемых с продукцией башкирской залежи. Это явление также вызвано проникновением в МКП скважин пластового флюида с высоким содержанием H2S. По мнению автора, при миграции флюида в проводящем канале в МКП может происходить изотопный обмен относительно небольшого объёма воды с опережающим её по скорости движения в проводящем канале сероводородсодержащим газом. При этом было установлено, что указанные скважины до проведения КРС имели негерметичные затрубные пространства, характеризовались наличием «газовых шапок» и высокими давлениями (затрубное давление достигало 25 и более МПа).

Ранее поступление H2S в МКП 7/9 при межколонном перетоке определялось по динамике концентрации сульфид- и гидросульфид-ионов (S2- и HS-) в водных пробах. Данный метод вполне эффективен при концентрациях S2- и HS- в водном флюиде выше 0,7 мг/л, но, учитывая повышенные значения рН вод в МКП, не позволял выявлять наличие H2S на ранних стадиях развития флюидоперетока.

Воды из МКП 9/12 и МКП 12/16 скважин АГКМ изучались нами в небольшом объёме. В ряде случаев по изотопному составу эти водные флюиды соответствуют современной инфильтрационной (метеогенной) воде района месторождения, а также, возможно, водам разновозрастных водоносных комплексов надсолевого гидрогеологического этажа, геохимические характеристики которых пока изучены недостаточно.

Таким образом, проведённые исследования показали, что изотопный состав водных флюидов из МКП позволяет определять как источник МКД, так и выявлять межколонный переток сероводородсодержащего флюида на ранних стадиях развития и, соответственно, оптимизировать порядок проведения технологических и ремонтных операций на скважинах. В целом можно заключить, что в условиях АГКМ изотопно-геохимические особенности вод можно использовать не только для диагностики источника МКД, но и для общего гидрогеохимического контроля при разработке месторождения.

С участием автора была усовершенствована технология проведения промысловых исследований МКП скважин, предусматривающая длительное стравливание МКД, отбор проб флюидов, определение величины восстановленного давления и дебита флюида. Во время исследования производят отбор проб флюида из МКП при начальном давлении, затем проводят контролируемое стравливание с регистрацией падения давления во времени, при этом замеряют объемы жидкостной и газовой составляющих стравливаемого флюида. Пробы флюида также отбираются в случае изменения его фазового состояния и при минимальном давлении. Стравливание из МКП производится до полного прекращения выхода флюида или до стабилизации расхода (дебита) его истечения. При исследовании также ведется регистрация давлений в ЗТП и в смежных МКП. Снижение давления в последних указывает на наличие газогидродинамической связи или упругое взаимодействие между ними. Затем отводы МКП закрывают для регистрации КВД (до стабилизации показаний манометров) и определяют величину восстановленного давления. Для непрерывной записи устьевых давлений и температур при проведении исследований использовались геофизические автономные регистраторы давления и температуры (РДА).

В четвертой главе рассмотрены технологии снижения и ликвидации МКД без проведения КРС, используемые на АГКМ, способ восстановления герметичности межколонного пространства скважин (патент РФ № 2234591) и результаты его внедрения, предложен комплекс мероприятий для ликвидации перетока сероводородсодержащего флюида в МКП скважин.

На АГКМ применяются различные способы снижения, ограничения и ликвидации МКД без проведения КРС (в том числе и без остановки скважины).

Для снижения и ликвидации межколонных давлений, кроме контролируемого стравливания, применяется закачка специальных составов в устьевые отводы МКП. Для герметизации МКП с участием автора опробованы и использованы герметизирующие составы (отвердеваемые и неотвердеваемые), для гравитационного замещения флюида технологические жидкости различной плот-ности. При проведении устьевых закачек в межколонные пространства скважин применяются специальные технические устройства: малогабаритная установка высокого давления поршневого типа, приспособление для закачки специальных составов, устройство для замещения флюида в МКП.

По промысловым данным, около 15 % межколонных флюидов в скважинах АГКМ составляют углеводородные жидкости плотностью от 0,78 до 0,98 г/см3. В их состав входят как нефтяные углеводороды различного генезиса, так и технологические органические жидкости (в частности смеси на основе диоксановых спиртов Т-80, Т-66, растворы ингибитора в дизельном топливе и др.).

Автором (в соавторстве с Фаттаховым З.М., Поляковым И.Г. и Кунави-ным В.В.) был разработан способ восстановления герметичности межколонного пространства скважин (патент РФ № 2234591), основанный на депарафинизации жидких углеводородов (нефти) в МКП и осаждении в миграционном канале высококипящих компонентов (парафинов, асфальтенов, смол) и механических примесей с помощью комплексообразователя карбамида.

По предложенной технологии рабочая жидкость (раствор карбамида в метаноле) закачивается в устьевые отводы МКП скважины, вытесняя «газовую шапку». В ходе устьевых закачек происходит заполнение каналов в МКП рабочей жидкостью на значительной глубине, что достигается благодаря высокой фильтруемости в пористые среды и низкой вязкости истинного раствора. Далее при стравливаниях происходят гравитационное замещение нефти карбамидом и смешение жидкостей без образования комплексов. Процесс депарафинизации нефти и образование твердых комплексов происходят после остановки скважины или принудительного охлаждения ствола. Для этого через голый конец насосно-компрессорных труб (НКТ) (на наблюдательных скважинах) через бурильные трубы, спущенные на необходимую глубину (при КРС), или через ингибиторный клапан (в эксплуатационных скважинах) производят интенсивную промывку технической водой (обратной циркуляцией) с максимальной производительностью насосов. Под действием пластовой энергии образовавшиеся комплексы закупоривают проводящие каналы в МКП и предотвращают миграцию пластового флюида. В результате в зацементированном кольцевом пространстве создается естественная непроницаемая композиция, устойчивая при высоких температурах к агрессивной среде, что позволяет сохранять герметичность МКП при дальнейшей эксплуатации скважины.

Данная технология использована на 3 скважинах АГКМ (эксплуатационной, ожидающей КРС и ликвидированной) с применением специальных технических устройств. В результате внедрения был получен положительный эффект по ликвидации МКД в МКП 7/9 на скважине, находившейся в ожидании КРС, и снижению МКД (более чем на 70 %) на ликвидированной скважине (где работы в настоящее время ещё продолжаются).