ЛИКВИДАЦИЯ СКВАЖИН АГКМ МЕТОДОМ СОЗДАНИЯ ЕСТЕСТВЕННОГО ФЛЮИДОУПОРНОГО ЭКРАНА, ЕГО ОСОБЕННОСТИ И ПРЕИМУЩЕСТВА

Смирнов И.И.¹, Лобачев Г.Ю. ², Сулейманов Т.И. ³, Амирханов Н.А.⁴

¹Начальник производственного отдела ЗАО «Октопус»,

²проектный менеджер ЗАО «Октопус»,

³начальник группы авторского надзора  ЗАО «Октопус»,

⁴инженер группы авторского надзора ЗАО «Октопус», соискатель ученой степени кандидата географических наук

ЛИКВИДАЦИЯ СКВАЖИН АГКМ МЕТОДОМ СОЗДАНИЯ ЕСТЕСТВЕННОГО ФЛЮИДОУПОРНОГО ЭКРАНА, ЕГО ОСОБЕННОСТИ И ПРЕИМУЩЕСТВА

Аннотация

В условиях Астраханского газоконденсатного месторождения актуальной проблемой при ликвидации скважин является обеспечение надежной и продолжительной по времени герметичности флюидоупорных экранов. Наиболее оптимальным техническим решением данной проблемы является восстановление разобщенности слагающих осадочный чехол пород или комплексов горных пород друг от друга с помощью создания системы естественных флюидонепроницаемых покрышек. В статье описаны причины возникновения не герметичности на ликвидационных скважинах, методы создания флюидоупорных экранов, особенности и преимущества метода затекания солей над методом установки цементного моста.

Ключевые слова: Астраханское газоконденсатное месторождение, ликвидация скважин, искусственный флюидоупорный экран, естественный флюидоупорный экран.

Smirnov I.I. ¹, Lobachev G.U. ², Suleymanov T.I. ³, Amirkhanov N.A. ⁴

¹Production manager of JSC Oktopus,

²design manager of JSC Oktopus,

³chief of group of architectural supervision of JSC Oktopus,

⁴engineer of group of architectural supervision of JSC Oktopus, competitor of an academic degree of the candidate of geographical sciences

ELIMINATION OF WELLS OF AGKM BY A CREATION METHOD NATURAL FLYUIDOUPORNY SCREEN, ITS FEATURE AND ADVANTAGE

 

Abstract

In the conditions of the Astrakhan gas-condensate field an actual problem at elimination of wells is ensuring reliable and enduring tightness the flyuidoupornykh of screens. The most optimum technical solution of this problem is restoration of dissociation of the breeds composing a sedimentary cover or complexes of rocks from each other by means of creation of system natural the flyuidonepronitsayemykh of tires. In article the reasons of emergence not of tightness on liquidating wells, creation methods the flyuidoupornykh of screens, features and advantages of a method of a zatekaniye of salts over method of installation of the cement bridge are described.

Keywords: Astrakhan gas-condensate field, elimination of wells, artificial flyuidouporny screen, natural flyuidouporny screen.

Астраханское газоконденсатное месторождение (АГКМ) является одним из уникальных газовых месторождений России, его запасы оцениваются в 2,5 трлн. м³ газа и 400 млн. тонн конденсата с высоким содержанием сероводорода (28 %) и углекислого газа (16 %). АГКМ имеет сложный литолого-стратиграфический разрез и аномально высокие пластовые давления, которые создают определенные трудности в процессе строительства и ликвидации скважин.

В процессе ликвидации скважин одной из важнейших проблем является обеспечение герметичности конструкции скважин и пространства между горной породой. Возникновение не герметичности может быть обусловлено многими причинами, в том числе:

• низкой эффективностью существующих технологий крепления скважин;
• отсутствием тампонажных материалов, обеспечивающих герметичность крепи на длительный срок;
• использование взрывных перфораторов при вскрытии продуктивного горизонта;
• многократные опрессовки эксплуатационной колонны и цементных мостов;
• кислотные обработки и гидроразрывы пласта;
• старение цементного камня во времени;
• влияние агрессивной среды (пластовые воды, H₂S, CO₂ и др.).

Корме вышеперечисленного, основным фактором, влияющим на герметичность цементного камня, являются недостатки существующих конструкций скважин, в том числе, жесткое крепление всех колонн между собой цементным раствором, включая эксплуатационную колонну.

При пуске скважины в эксплуатацию и при ее закрытии возникают знакопеременные газогидродинамические и гидравлические нагрузки, достигающие больших величин. При работе скважины эксплуатационная и другие колонны прогреваются, что приводит к термическому расширению как по длине колонн, так в диаметре, и наоборот, при остановке происходит охлаждение и сужение колонн. Частые пуски – остановки, неизбежные при эксплуатации скважин, приводят к разрушению крепи (цемента) между всеми колоннами и горной породой.

Помимо этого, отрицательное воздействие на жесткую систему крепления оказывают постоянное вибрационное поле, возникающее при движении газожидкостного потока из продуктивного пласта к устью, сейсмическое воздействие земной коры и аномальные геодинамические процессы. Все это приводит к деформации и растрескиванию цементного камня, возникновению каналов, способствующих фильтрации флюидов (газа, нефти, воды, рапы) из пластов с АВПД в пласты с меньшим давлением. Возникают межпластовые перетоки (МПП), межколонные давления (МКД) и микрогрифоны вокруг устья скважины.

Как показывает практика, установка цементного моста дает положительный результат в течение ряда лет, но не обеспечивает надежную изоляцию слагающих пород, вскрытых при бурении, друг от друга в длительном периоде времени. Это в первую очередь связано с неизбежным разрушением металла обсадных колонн и цементной крепи во времени и образованием путей миграции для пластовых флюидов.

Наиболее оптимальным техническим решением для ликвидации скважин является восстановление разобщенности слагающих осадочный чехол пород или комплексов горных пород друг от друга с помощью создания системы искусственных или естественных флюидонепроницаемых покрышек и изоляционных тампонажных экранов. Рассмотрим эти два способа подробнее.

Метод создания искусственного флюидоупорного экрана

Одним из методов создания искусственного флюидоупорного экрана является способ изоляции перекрытого эксплуатационной колонной продуктивного пласта, которые включает установку цементного моста в покрышке продуктивного пласта (рисунок № 1).

Данный метод осуществляется следующим образом:

1. Установка цементного моста в интервале продуктивного пласта до нижней отметки фрезерования колонны;
2. Фрезерование колонны эксплуатационной колонны в интервале покрышки;
3. Разбуривание цементного кольца;
4. Расширение ствола скважины на 10-15мм в сторону от первоначального размера;

Рис. 1 - Способ изоляции продуктивного пласта искусственным методом

5. Установка высокопрочного, корозионно-стойкого герметичного моста на основе термостойкого материала, вяжущего, шлакопесчаного цемента;
6. Наращивание цементного моста до требуемой отметки.

Техническим результатом выше описанного метода является повышение надежности изоляции продуктивного пласта, перекрытого эксплуатационной колонной за счет восстановления покрышки и повышения степени сцепления цементного камня с горной породой.

Метод создания естественного флюидоупорного экрана

Для повышения надежности ликвидации скважин АГКМ целесообразнее использовать метод создания естественного флюидоупорного экрана путем затекания высокопластичных пород при их наличии в разрезе скважины, так как по своему составу флюидоупорный экран будет идентичным по химическому составу слагающих пород (рисунок № 2).

Данный метод осуществляется следующим образом:

1. Установка цементного моста над продуктивным пластом в обсадной колонне;
2. Вырезка окна в интервале высокопластичных пород с помощью раздвижных фрезерных устройств;
3. Установка дополнительного цементного моста таким образом, чтобы его кровля соответствовала нижней границе интервала высокопластичных пород;
4. Создание гидростатического давления для образования течения пластичной породы (солей) внутрь скважины.
5. Ожидание затекания солей продолжительностью 35 суток, при скорости течения солей 6,0мм в сутки (в случае течения солей менее 6мм в сутки – ожидать полного затекания экономически не эффективно);
6. Проведение геофизических исследований скважины по определению диаметра ствола скважины с периодичностью 1 раз/10 суток.

Рис. 2 - Способ изоляции продуктивного пласта естественным методом

Пластичная порода, заполнив ствол скважины, полностью изолирует продуктивный горизонт от дневной поверхности.

При разработке способа ликвидации скважин путём выполнения мероприятий направленных на формирование естественного флюидоупорного экрана методом затекания соленосных или глинистых отложений при проведении ликвидационных работ, необходимо учитывать следующие данные:

– полученные Г.А. Стрельцом (1969), свидетельствующие, что наличие в каменной соли примеси глинистого материала снижает ее прочность и приводит к росту скорости ползучести - незначительное количество примеси глины (до 1,7%) резко снижает предел текучести и вязкость каменной соли.

– полученные В.С. Войтенко (1974), также показывают, что примесь глины снижает прочность галита. Экспериментальными исследованиями В.С. Войтенко установлено, что примеси глины до 8 % снижают прочность каменной соли примерно в 1,5 раза, причем с увеличением содержания примеси скорость ползучести растет, что объясняется облегчением процесса деформирования по плоскостям скольжения за счет «смазывающей» роли влажной глины. Помимо этого, при увлажнении буровым раствором заглинизированная каменная соль легче растворяется и разрушается вследствие диспергирования глинистой составляющей (А.Б. Зановский, 1972). Сопротивление деформированию и разрушению соляной породы определяется физико-механическими свойствами более слабых пород (глины, бишофита, карналлита), прослойки которых играют роль «смазки» и облегчают выдавливание в ствол более прочных межсолевых пород.

– экспериментальными исследованиями установлено галит с примесью глинистого материала, также как хлориды калия и магния, обладают повышенной пластичностью по сравнению с чистым галитом и сильвинитом.

– В.С. Войтенко и др. проводили испытания образцов каменной соли на ползучесть, которые показали, что реологические свойства каменной соли более зависят от ее влажности, чем от температуры. С ростом температуры процессы ползучести и растворения солей интенсифицируются при сохранении механизма их воздействия.

– результаты экспериментов, проведенных Г.Х. Агаевым и др. (1984), показали, что неоднородные породы (соль-глина) являются наиболее неустойчивыми, и тем самым подтвердили снижение прочности и устойчивости каменной соли с примесью глинистого вещества.

– из инженерной геологии известно, что деформации ползучести подвергаются обычно пласты пород, залегающие на слабом увлажненном глинистом прослое. Следовательно, глинистое вещество, присутствующее в каменной соли, особенно при большом увлажнении под геостатической нагрузкой снижает сцепление между отдельными слоями и способствует сужению ствола скважины.

– по данным исследователей ВолгоградНИПИнефть И.А. Гриценко, И.К. Майорова, Н.П. Гребенникова и др., сужение ствола скважины в соляных породах может достигать 0,25% диаметра в сутки, что позволяет использовать их для создания естественных изоляционных покрышек-экранов при ликвидации МПП и скважин с МКД. В действительности, как показывают фактические данные, скорость затекания солей на АГКМ зачастую превышала 8-9 мм/сут.

– по результатам проведенных в ОАО «СевКавНИПИгаз» лабораторных исследований образцов каменной соли из скважины № 1 Кордуанной площади (интервал 1707-1711м) и скважины № 2-РФ Астраханской площади (интервал 3705-3712м) определено, что предел прочности на срез при кратковременном нагружении исследованной каменной соли составляет соответственно 3,8 МПа и 8,5 МПа. Столь значительное различие прочностных параметров связано с различием термобарических условий залегания солей, их структурно-текстурных характеристик.

9. Прогнозировать скорость сужения ствола неравномерным давлением без наличия дополнительной информации невозможно, т.к. необходимо иметь информацию не только о горном давлении и пластовой температуре, но и наличия напряжённого состояния в солевых пропластках, минералогическом составе соленосных отложений, толщине и углах падения сложенных пород.

Из вышеизложенного анализа научно-технической литературы, можно сказать, что при ликвидации скважин методом затекания солей, необходимо учитывать:

– объективные трудности по выделению в соленосном разрезе интервалов высокопластичных солевых пород, на основании данных проводимых методами ГИС;

– объективные трудности по вызову искусственного быстротечного затекания солевых пород при проведении ликвидационных работ путем сообщения заколонного пространства скважины с ее колонным пространством;

– медленное течение солей, осыпание солей при формировании технологического окна и формировании флюидоупорного экрана, смятие башмаков эксплуатационной и технической колонн в скважине.

Для более качественного проведения ликвидации скважин АГКМ с помощью затекания солей необходимо проведение дополнительного комплекса работ:

1. Определить возможность разработки и опробировая методики выявления напряжённо-деформированных зон соленосных отложений в кунгурском ярусе иреньского горизонта (Р_Iк-iг) для последующего более точного выбора интервала формирования флюидоупорного экрана в составе ликвидационных работ. Выполнить НСЗ (низкочастотное сейсмическое зондирование), ЛМС (локация микросейсмических событий) на скважинах с положительным и отрицательным результатом формирования естественного флюидоупорного экрана (течение/отсутствие течения солей), с целью фиксации АВПД как фонового замера.
2. Включить в планируемый комплекс ГИС при ликвидации скважин следующие дополнительные исследования:

а) после извлечения ПО и изоляции продуктивного пласта проведение ВСП (вертикальное сейсмическое профилирование) – с целью определения сейсмической скорости в геологическом разрезе вскрытого скважиной и интерпретации данных НСЗ, ЛМС;

б) до начала ликвидационных работ, в рамках «Методики…», проведение НСЗ, ЛМС – с целью выделения напряженно-деформированных зон в солевых отложениях по стволу скважины и последующей корректировки или подтверждения выбранного ПД интервала формирования естественного флюидоупорного экрана;

в) при осуществлении контроля за затеканием солей совместно с замерами ПТС в технологическом окне проводить акустический и гамма-гамма плотностной каротаж – с целью определения физико-механических свойств каменной соли (прочностных характеристик) и необходимости затекания солей в выбранный интервал вырезки технологического окна.

• При наличии напряженно-деформированных зон выявленных в ходе интерпретации результатов полученных методом НСЗ, на основании рекомендаций выдаваемых специализированной организацией, проводить процедуру подтверждение выбранного ПД интервала формирования естественного флюидоупорного экрана или корректировку интервала формирования естественного флюидоупорного экрана. Вырезку технологического окна, производить не в интервалах «чистых солей», а в кровле ангидритовых пачек или терригенных отложений, не насыщенных рапой.

1. При строительстве скважин АГКМ в процессе бурения производить исследования по определению химического состава солей и их заглинизированности.
2. При формирования естественного флюидоупорного экрана в интервале технологического окна при скорости затекания солей менее 6 мм/сутки или формировании проницаемого (нефлюидоупорного) экрана (по результатам замеров АК, ГГК-П) в соответствии с проектными решениями, устанавливать мост на основе тампонажных составов приближенных по своим физико-химическим свойствам к породе.
3. При формировании естественного флюидоупорного экрана ограничивать величину депрессии на солевой пласт в интервале вырезки технологического окна, так как:

а) при превышении критического значения депрессии возможно растрескивание и осаждение солей в интервале вырезки. В этом случае, даже при наличии достаточной толщины осевших солей нельзя гарантировать её достаточную флюидоупорность – отсутствие проницаемости;

б) при превышении критического значения депрессии возможно смятие башмаков эксплуатационной и технической колонн. В этом случае, невозможно гарантированно надежно изолировать нижезалегающие сульфатно-терригенные рапоносные пропластки с АВПД и источники МКД, герметизировать колонное пространство 7", межколонные пространства 7"/9" и заколонное пространство между 9" технической колонной и породой.

• Провести ряд исследований с целью внедрения в ликвидационные технологии:

– свойства кристаллических солей (К, Мg, Na и др.) в условиях приближенных к скважинным (термобарических условий залегания солей) с целью, определения возможности, способов и временных параметров доведения их структурно-текстурных характеристик до гарантированно флюидоупорных (отсутствие проницаемости);

– сокращение времени затекания солей в интервалах формирования естественного флюидоупорного экрана, за счет замещения части скважинного пространства, совместимыми с породой солевыми смесями (малорастворимые или выкристализирующиеся и осаждающиеся в результате химической реакции или изменении скважинных условий).

Выполнение данного комплекса работ позволит сократить временные затраты на затекание солей довести до их норм заложенных в ПД (при вялотекущем процессе течения пород) и может привести к значительному сокращению времени затекания солей (при внедрении новой технологии) и гарантировать достаточную прочность и непроницаемость естественного флюидоупорного экрана.

Таким образом, учитывая особенности методик проведении ликвидационных работ, с помощью создания искусственного или естественного флюидоупорного экрана, и достигнутый положительный результат на 4 скважинах АГКМ (в течение 6 лет давления в МКП не зафиксировано), можно сделать вывод о том, что метод затекания солей является наиболее высоконадежным и исключает возможность повторного проведения изоляционно-ликвидационных работ, возникающих при использовании стандартной методики.

 

Литература

1. Биряльцев Е.В., Лобачев Г.Ю., Амирханов Н.А., Смирнов И.И. Инженерно-техническое сопровождение – новый способ контроля при строительстве и ликвидации скважин в условиях Астраханского ГКМ / Международный научно-исследовательский журнал ISSN 2303-9868, № 2 (21) Часть 1. Екатеринбург 2014.
2. Воронин Н.И. Особенности геологического строения и нефтегазоносность юго-западной части Прикаспийской впадины. АГУ. Астрахань, 2004/
3. Гриценко И.А. Исследование механических свойств каменной соли и бишофита / И.А. Гриценко, И.К. Майоров, Н.П. Гребенников // Бурение глубоких скважин в Приволжской моноклинали и Прикаспийской впадине. М.: ИГиРГИ, 1973. - С. 39-43.
4. Журавлев С.Р. Существующие проблемы при строительстве, эксплуатации и ликвидации скважин / Международный научно-исследовательский журнал. 2006.
5. Отчет о научно-исследовательской работе ООО «ВНИИГАЗ». 2007.
6. Отчет «определение текучести солей на лицензионном участке Астраханского ГКМ для создания непроницаемых экранов за счет их естественной текучести» / ОАО «СевКавНИПИгаз», 2008.
7. A Guide to the Project Management Body of Knowledge // An American National Standard. ANSI/PMI 99-001-2008.

References

1. Birjal'cev E.V., Lobachev G.Ju., Amirhanov N.A., Smirnov I.I. Inzhenerno-tehnicheskoe soprovozhdenie – novyj sposob kontrolja pri stroitel'stve i likvidacii skvazhin v uslovijah Astrahanskogo GKM / Mezhdunarodnyj nauchno-issledovatel'skij zhurnal ISSN 2303-9868, № 2 (21) Chast' 1. Ekaterinburg
2. Voronin N.I. Osobennosti geologicheskogo stroenija i neftegazonosnost' jugo-zapadnoj chasti Prikaspijskoj vpadiny. AGU. Astrahan', 2004.
3. Gricenko I.A. Issledovanie mehanicheskih svojstv kamennoj soli i bishofita / I.A. Gricenko, I.K. Majorov, N.P. Grebennikov // Burenie glubokih skvazhin v Privolzhskoj monoklinali i Prikaspijskoj vpadine. M.: IGiRGI, 1973. - S. 39-43.
4. Zhuravlev S.R. Sushhestvujushhie problemy pri stroitel'stve, jekspluatacii i likvidacii skvazhin / Mezhdunarodnyj nauchno-issledovatel'skij zhurnal. 2006.
5. Otchet o nauchno-issledovatel'skoj rabote OOO «VNIIGAZ».
6. Otchet «opredelenie tekuchesti solej na licenzionnom uchastke Astrahanskogo GKM dlja sozdanija nepronicaemyh jekranov za schet ih estestvennoj tekuchesti» / OAO «SevKavNIPIgaz», 2008g.
7. A Guide to the Project Management Body of Knowledge // An American National Standard. ANSI/PMI 99-001-2008.