Ликвидация скважин с межколонными давлениями

PETROLEUM. Аналитический журнал. Новые проекты, разработка месторождений, добыча, переработка, транспортировка нефти и газа, презентация компаний, статистика по добыче углеводородов, мониторинг инвестиционного законодательств

#4 (112), сентябрь 2018

  • Содержание номера
    • Итоги года
      • Нефтяные хроники
    • Эксклюзив
      • Кашаган: что ожидает главный нефтяной проект Казахстана?
      • Оливье Лазар, концерн «Шелл»: Итоги работы в Казахстане – 25 лет под знаком успеха
      • Выход в высшую лигу
      • Магзум Мирзагалиев, минэнерго: «К концу года будет полностью обеспечена внутренняя потребность в нефтепродуктах»
    • Технологии
      • Определение характеристик коллектора
      • Ликвидация межколонных давлений – основа безопасной эксплуатации нефтяных и газовых скважин
      • Высокоэффективные решения для глушения скважин с АВПД
      • Принципы ингибирования и ранжирование ингибирующих растворов
    • Проекты
      • «KMG International»: трансформация в лидеры
      • На Карачаганак доставлен уникальный трехфазный сепаратор, впервые изготовленный в Казахстане
      • Двойной эффект. Рекуперация паров: комплексное экологическо-экономическое решение
    • KIOGE-2018
      • Будущее Тенгиза
      • «ТМК-Казтрубпром» — местное содержание плюс высочайшее качество
      • Экспозиция российских производителей на 26-й Казахстанской выставке KIOGE 2018
      • Информационно-аналитический центр нефти и газа
      • Итоги работы КПО в первом полугодии 2018 года
      • Современные энергоэффективные подходы к насосному оборудованию для систем ППД
      • КПО: курсом устойчивого развития
      • Новый офис Schneider Electric: сплав технологичности и комфорта
      • Сауле Джундубаева: ДМС и ОСМС не конкуренты, а партнеры
    • Законодательство
      • Гид по разрешениям в нефтегазовой отрасли
    • Форумы
      • Форум по местному содержанию в рамках Проекта расширения Карачаганака

Ликвидация межколонных давлений – основа безопасной эксплуатации нефтяных и газовых скважин

С.А. Демахин, А.П. Меркулов, И.А. Туфанов,С.В. Малайко, А.В. Клочков, ООО «Зиракс», ООО «Зиракс-нефтесервис», ООО «НПП Ойл-инжиниринг»

Одной из актуальных проблем безопасной эксплуатации скважин являются межколонные давления (МКД), возникающие в зацементированном кольцевом пространстве скважин. Такое явление создает угрозу разгерметизации устьевого оборудования, нарушения целостности обсадных колонн, образования грифонов, неуправляемого фонтана, возникновения техногенных залежей.

Проблема негерметичности межколонного пространства (МКП) часто встречается в практике эксплуатации скважин, к примеру, более 8000 скважин в Мексиканском заливе имеют МКД, около 50% нефтяных скважин месторождения Белый Тигр на шельфе Вьетнама, почти 30% скважин газоконденсатного сероводородсодержащего месторождения Карачаганак в Казахстане. В России около 25-30% всех эксплуатационных скважин ОАО «Газпром», а по северным месторождениям даже 50%, составляют скважины с межколонными давлениями различной величины. На газовых месторождениях севера Тюменской области после ввода скважин в промышленную разработку выявлены межколонные газопроявления и грифоны на устье более чем в 50% эксплуатационных скважин [1].

Серьезной проблемой является и ликвидация скважин с МКД. По разным оценкам, в данный момент порядка 900 скважин из законсервированных и подлежащих ликвидации имеют МКД, из ликвидированных порядка 3600 скважин подлежат повторной ликвидации, как опасные в экологическом отношении.

Таким образом, наличие МКД имеет широкое распространение, но в данный момент мало технологий, позволяющих уверенно решать проблему снижения или ликвидации межколонных давлений. При этом, согласно пункту 1196 «Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности», при обнаружении давления в межколонном пространстве, эксплуатация скважины должна быть прекращена.

Причинами возникновения межколонных давлений, в основном, являются [1-3]:

  • негерметичность обсадной колонны (труб, резьб) и колонной головки;
  • формирование каналов в цементном камне на этапе строительства скважины;
  • трещинообразование в цементном камне при перфорации, гидравлической опрессовке, вращении инструмента в колонне, температурных перепадов в скважине и т.д.
  • геологические факторы (высокое пластовое давление, нарушение структуры горных пород).

Особую актуальность проблема МКД приобретает на газовых и газоконденсатных месторождениях, пластовый флюид которых содержит агрессивный и токсичный сероводород. К примеру, на Астраханском газоконденсатном месторождении (АГКМ) проблема межколонных давлений возникла до начала промышленной эксплуатации месторождения. МКД были отмечены в разведочных скважинах, в 70 скважинах обнаружены после окончания бурения –в период обустройства месторождения, в 59 скважинах возникли в процессе эксплуатации. Поэтому с начала разработки АГКМ стало актуальным как определение причин появления и степени опасности данного осложнения, так и разработка технологий снижения и ликвидации межколонных давлений.

Одной из таких технологий, успешно применяемой, в том числе и на АГКМ, является гравитационный метод, основанный на применении специального флюида плотностью 2,1 — 2,3 г/см 3 . Он представляет собой суспензию микробарита с размером частиц порядка 1 мкм (рис. 1 и 2) в растворе ПАВ и растворителей. Благодаря хорошей проникающей способности, этот флюид способен фильтроваться в МКП и далее, вследствие высокой плотности раствора, сдерживать поступление газа на поверхность.

Способ ликвидации межколонных давлений при креплении скважин

Номер инновационного патента: 25957

Скачать PDF файл.

Формула / Реферат

Изобретение относится к области бурения нефтяных и газовых скважин, разработке нефтяных и газоконденсатных месторождений, предназначено для ликвидации высоких давлений при креплении скважин глубокозалегающих нефтяных и газоконденсатных месторождений.
Задачей изобретения, является создание новых технологических решений по предупреждению и ликвидации МКД и экологической безопасности при эксплуатации нефтяных и газоконденсатных скважин и повышения долговечности их работы при добыче углеводородного сырья с высоким содержанием кислых компонентов на нефтяных и газоконденсатных месторождениях.
Технический эффект предлагаемого изобретения достигают тем, что для повышения качества цементирования скважин используют метод, на основе которого разрабатывают способ крепления колонн с гидравлическим противодавлением.
Технологический прием заключается в следующем: закачивают определенный объем утяжеленного бурового раствора до низа цементируемой колонны, над которым располагается рабочий буровой раствор заданной плотности, нагнетают тампонажный раствор расчетного объема в цементируемую колонну и продавливают его рабочим буровым раствором в кольцевое пространство с выходом из него на дневную поверхность.

(51) 21 43/12 (2011.01) КОМИТЕТ ПО ПРАВАМ ИНТЕЛЛЕКТУАЛЬНОЙ СОБСТВЕННОСТИ МИНИСТЕРСТВА ЮСТИЦИИ РЕСПУБЛИКИ КАЗАХСТАН ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ К ИННОВАЦИОННОМУ ПАТЕНТУ эксплуатации нефтяных и газоконденсатных скважин и повышения долговечности их работы при добыче углеводородного сырья с высоким содержанием кислых компонентов на нефтяных и газоконденсатных месторождениях. Технический эффект предлагаемого изобретения достигают тем, что для повышения качества цементирования скважин используют метод, на основе которого разрабатывают способ крепления колонн с гидравлическим противодавлением. Технологический прием заключается в следующем закачивают определенный объем утяжеленного бурового раствора до низа цементируемой колонны,над которым располагается рабочий буровой раствор заданной плотности, нагнетают тампонажный раствор расчетного объема в цементируемую колонну и продавливают его рабочим буровым раствором в кольцевое пространство с выходом из него на дневную поверхность.(76) Гизатова Нургуль Зайденовна Губашев Сарсенбай Абилович Сеитов Айдынгали Кабдыгалиевич Уразов Нуржан Мураткалиевич(56) Булатов А.И. Формирование и работа цементного камня в скважине. М. Недра, 1990. с.409(54) СПОСОБ ЛИКВИДАЦИИ МЕЖКОЛОННЫХ ДАВЛЕНИЙ ПРИ КРЕПЛЕНИИ СКВАЖИН(57) Изобретение относится к области бурения нефтяных и газовых скважин, разработке нефтяных и газоконденсатных месторождений, предназначено для ликвидации высоких давлений при креплении скважин глубокозалегающих нефтяных и газоконденсатных месторождений. Задачей изобретения, является создание новых технологических решений по предупреждению и ликвидации МКД и экологической безопасности при Изобретение относится к области бурения нефтяных и газовых скважин, разработке нефтяных и газоконденсатных месторождений, предназначено для ликвидации высоких давлений при креплении скважин глубокозалегающих нефтяных и газоконденсатных месторождений. При разработке глубокозалегающих нефтяных и газоконденсатных месторождений, например, таких как Тенгизское, Карачаганакское, Астраханское и др., имеют место межколонные давления (МКД). Высокие давления, которые возникают в межколонном пространстве, создают избыточные давления, приводят к разгерметизации устьевого оборудования, нарушают целостность обсадных колонн, что являются следствием нерегулируемого перетока пластового флюида в вышележащие пласты и в атмосферу. Основной причиной развития МКД является наличие каналов фильтрации в цементном камне,что связано с некачественным цементированием обсадных и эксплуатационных колонн. Межколонные давления,возникают в зацементированном кольцевом пространстве на различных этапах жизни скважины и фиксируются на устье манометрами или путем стравливания межколонного флюида, могут иметь различную природу геологическую, технико-технологическую и т.д. (Булатов А.И. Формирование и работа цементного камня в скважине. М. Недра, 1990. с.409). При разработке сероводородсодержащих месторождений МКД приобретают особую важность в связи с повышением давлений в заколонном пространстве, способным привести к нарушению герметичности наземного и подземного оборудования и к нарушению экологической безопасности при эксплуатации скважин. Известно, что основными путями миграции нефти и газа от источника МКД являются каналы фильтрации, расположенные в зоне контакта цементного камня со стенками скважин и металлом обсадных и эксплуатационных колонн, а также в самом цементном камне (Причины и характер межколонных проявлений на скважинах АГКМ/Отчет о НИР/ АОП ВИТО НГП. — Астрахань, 1989. с.156). Кроме того, к появлению каналов фильтрации можно отнести высокую объемную усадку цемента, которая приводит к увеличению пористости и напряжений в цементном кольце, в результате чего в цементном камне могут образоваться микрокольцевые пространства(Макаренко П.П., Басарыгин Ю.М., Шипица В.Ф.,А.Я. Петерсон, С.П. Бабарыкин. Предотвращение каналообразований и заколонных проявлений при цементировании скважин// Газовая промышленность. — 1995. -10. — с. 9-10). Образованию каналов фильтрации в межколонном пространстве способствуют преждевременное загустевание цементного раствора,приводящее к потере давления,создаваемого столбом цементного раствора,некачественное удаление бурового раствора и (или) его фильтрационная корка способны оставлять каналы, по которым газ или жидкость могут 2 подниматься по затрубному пространству. Сюда же можно отнести явление усталостного разрушения цемента при проведении опрессовки или при удлинении обсадных труб вследствие прогрева скважины после ее пуска в эксплуатацию(Комиссаров А.И., Хаджиев. Изучение возможности ограничения притока газа по высокопроницаемым пропласткам в добывающие скважины месторождения Гойт-Корт/ А.И. Комиссаров, // Тр. СевКавНИПИнефтъ.- 1988. -Вып. 48. — с. 5). Наиболее близким техническим решением к изобретению является, способ крепления скважины,применяемый в промысловых условиях, особенно,которые бурят на месторождениях, содержащих сероводород,способный предотвратить возникновение каналов фильтрации для агрессивных флюидов за колонной труб и возникновения МКД,улучшить структуру цементного камня, применяются расширяющиеся цементы, обеспечивающие чистоту поверхности обсадных труб и полное вытеснение бурового раствора при цементировании скважины и т.д. Недостатком существующего способа крепления скважины является, на скважинах продолжают возникать МКД, о чем свидетельствуют результаты эксплуатации скважин. Поэтому, в некоторых случаях во избежание фильтрации газа в заколонном пространстве предложен способ цементирования обсадных и эксплуатационных колонн с противодавлением в затрубном пространстве,полагая, что создаваемое давление на устье скважины при выходе бурового раствора через штуцер при цементировании колонны будет создавать противодавление,препятствующее поступлению пластового флюида. Величину создаваемого противодавления на устье скважины,определяют исходя из уменьшения давления на забое скважины в период схватывания цементного камня в период ОЗЦ. В результате подобной практики часто наблюдают поглощения цементного раствора, что не способствует предотвращению развития МКД, а, наоборот, впоследствии обнаруживают заколонные перетоки пластовых жидкостей из вышележащих горизонтов в продуктивный пласт, обводняя скважины, или подъем нефти и газа из нижележащих пластов к устью скважины. Технический эффект предлагаемого изобретения достигают тем, что для повышения качества цементирования скважин используют метод, на основе которого разрабатывают способ крепления колонн с гидравлическим противодавлением (см. фиг. 1). Последовательность технологического приема заключается в следующем закачивают определенный объем утяжеленного бурового раствора 1 до низа цементируемой колонны, над которым располагается рабочий буровой раствор 2(см. фиг.1, а) заданной плотности, нагнетают тампонажный раствор 3 расчетного объема в цементируемую колонну (фиг. 1, б), и продавливают его рабочим буровым раствором 3 в кольцевое пространство с выходом из него на дневную поверхность (фиг.1, в). Объем утяжеленного бурового раствора определяют по известной формуле зависимостей площади сечения кольцевого пространства скважины и столба пачки утяжеленного раствора. Технологию цементирования колонн начинают с закачки пачки утяжеленного бурового раствора до башмака колонны, после чего начинают подачу тампонажного раствора в колонну, вытесняя утяжеленный буровой раствор в заколонное пространство. Последний, перетекая в заколонное пространство, начинает создавать противодавление нагнетаемому тампонажному раствору. Величину максимального противодавления,создаваемая пачкой утяжеленного раствора при течении в заколонном пространстве, рассчитывают по высоте столба пачки раствора за счет превышения плотности рабочего раствора, для рассматриваемой скважины 68 получают максимальную величину противодавления, равная 6.6 МПа. Объем пачки утяжеленного бурового раствора определяют по графику (фиг.2), построенного для данной скважины. На этом графике ось ординат представляет собой отношение столба утяжеленного бурового растворак интервалу цементирования скважины . Таким образом, зная, определяют величину , а затем находяти рассчитывают объем пачки. Используя график (фиг.2), по принятой плотности утяжеленного раствора, равной 2100 кг/м 3, определяют объем пачки, равной 15 м 3. Закачивают тампонажный раствор с производительностью 18-20 л/с,замеряют максимальное противодавление, получают 4,5 МПа по сравнению с давлением, существовавшим при закачке бурового раствора, что объясняют вытеснением из скважины части объема пачки буровым раствором и уменьшением противодавления на 11 МПа. Затем, нагнетают тампонажный раствор и поступление его в заколонное пространство замеряют, давление плавно снизилось до 0,2-0,3 МПа, а затем снова постепенно увеличилось, достигнув максимальной величины 16 МПа через 70 мин. на момент окончания цементирования колонны. При продавке цементного раствора буровым впереди идущей пачки утяжеленного раствора отмечают следующее перед выходом из скважины пачки плотность выходящего раствора из скважины увеличивается до 2000 кг/м 3. Выходящая пачка утяжеленного раствора выносит из скважины,примерно, 0,5 м 3 крупных кусков породы, которые тут же выпадают из раствора в желобе циркуляционной системы. Кроме того, из скважины вымывается осадок утяжелителя (барита) в объеме 0,2 м 3, который также оседает в желобе, не доходя до вибросита. Таким образом, утяжеленный буровой раствор снимает со стенок скважины корку,образующуюся при бурении песчаников и состоящую из утяжелителя и глинистых частиц основного бурового раствора. После выхода пачки утяжеленного бурового раствора из скважины идет основной рабочий раствор плотностью 1470 кг/м 3, замещаемый цементным, а через расчетное время на устье скважины появляется смесь цементного и бурового растворов (зона смешивания), и, наконец, в расчетное время из скважины начал выходит тампонажный раствор плотностью 1880 кг/м 3. На этом процесс цементирования колонны заканчивают. Впервые этот технологический процесс цементирования эксплуатационной колонны применяют на скважине 68 Гойт-Корт. Используют известное уравнение макР,гдеу.р. — бр — превышение плотности утяжеленного раствора над рабочим тр, (у.р. бр)2/2(скв.- к) — превышение гидравлических сопротивлений при течении пачки утяжеленного раствора в кольцевом пространстве. и график (фиг.2), по принятой плотности утяжеленного раствора, равной 2100 кг/м 3,определяют объем пачки, равной 15 м 3. При закачке тампонажного раствора с производительностью 18-20 л/с максимальное противодавление составило 4,5 МПа по сравнению с давлением,существовавшим при закачке бурового раствора,что объясняют вытеснением из скважины части объема пачки буровым раствором и уменьшением противодавления на 1.1 МПа. Затем, по мере нагнетания тампонажного раствора и поступления его в заколонное пространство давление плавно снизилось до 0,2-0,3 МПа, а затем снова постепенно увеличилось, достигнув максимальной величины 16 МПа через 70 мин. на момент окончания цементирования колонны. Разработанную технологию опробуют на месторождениях Центральная Прорва (скв. 80,101), Досмухамедовская (скв. 97). Если при применении существующей технологии крепления колонны труб происходит процесс опережения потока тампонажного раствора в рабочем растворе под действием сил гравитации, что приводит к разрыву на отдельные части цементного раствора и перемешиванию его с буровым раствором и оставлению цементного раствора в эксплуатационной колонне, то теперь качество крепления колонны соответствует всем требованиям, предъявляемым к выполнению данной работы. Утяжеленный буровой раствор,приготовленный из основного рабочего бурового раствора путем его утяжеления, при подъеме к устью скважины создает необходимое противодавление, сохраняющее сплошность потока цементного раствора,полное заполнение заколонного пространства цементным раствором. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ Способ ликвидации межколонных давлений при креплении скважин, включающий применение утяжеленного бурового раствора отличающийся тем, что создают гидравлическое противодавление в заколонном пространстве, причем противодавление,создаваемое пачкой утяжеленного раствора при течении в заколонном пространстве равен 0,2-16 Мпа, плотность утяжеленного раствора равен 2100 кг/м 3, объем пачки равен 15 м 3.

Читайте так же:  Наследование налог нерезидент

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

На правах рукописи

Горбачева ОЛЬГА анатольевна

Разработка и внедрение методов контроля

и исследований скважин с межколонными

давлениями на Астраханском ГКМ

Специальности: 25.00.17 Разработка и эксплуатация

нефтяных и газовых месторождений;

05.26.03 Пожарная и промышленная безопасность

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени

кандидата технических наук

Работа выполнена в Государственном унитарном предприятии
«Институт проблем транспорта энергоресурсов» (ГУП «ИПТЭР»).

Защита диссертации состоится 31 мая 2012 г. в 1130 часов на заседании диссертационного совета Д 222.002.01 при Государственном унитарном предприятии «Институт проблем транспорта энергоресурсов» по адресу: 450055,
г. Уфа, пр. Октября, 144/3.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ГУП «ИПТЭР».

Автореферат разослан 27 апреля 2012 г.

доктор технических наук, профессор Л.П. Худякова

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы. Одним из факторов техногенного и экологического риска при эксплуатации нефтяных и газовых месторождений являются межколонные давления (МКД), возникающие в зацементированном кольцевом пространстве скважин. Из осложнений, связанных с МКД, наиболее опасным является межколонное проявление, при котором неконтролируемое поступление пластового флюида в межколонное пространство (МКП) с дальнейшим его выходом к устью скважины, создающее угрозу нарушения целостности обсадных колонн и разгерметизации устьевого оборудования, может привести к образованию техногенных залежей, грифонов или неуправляемому фонтану.

Проблема МКД часто встречается в практике эксплуатации нефтяных и газовых скважин, но особенно актуальна для газовых и газоконденсатных сероводородсодержащих месторождений. Учитывая особенности разработки Астраханского газоконденсатного месторождения (АГКМ) аномально высокое пластовое давление (АВПД) и низкие темпы его падения, сложные горно-технические условия, высокую концентрацию в добываемом сырье токсичных и коррозионно-активных компонентов, расположение месторождения вблизи населенных пунктов и заповедной зоны дельты р. Волги, наличие МКД в скважинах Астраханского ГКМ рассматривается как серьезная экологическая угроза.

Разработка эффективных методов контроля герметичности скважин и диагностирования геолого-технических причин МКД является необходимой для предупреждения возникновения аварийных ситуаций и контроля качества разобщения пластов при разработке и эксплуатации месторождений нефти и газа.

Цель работы – обеспечение промышленной и экологической безопасности при разработке и эксплуатации Астраханского ГКМ на основе системного контроля геолого-технического состояния скважин с межколонными давлениями.

Основные задачи исследований:

1. Определение критериев предельного состояния МКП скважин и оценка степени опасности МКД различной природы для скважин Астраханского ГКМ;

2. Разработка комплексной системы контроля технического состояния скважин с МКД с целью раннего выявления признаков межколонных проявлений и обеспечения безопасной эксплуатации скважин АГКМ;

3. Совершенствование методов исследований и определение дополнительных критериев для диагностики источников МКД в скважинах АГКМ;

4. Разработка технологии ликвидации МКД без проведения капитального ремонта скважин (КРС);

5. Повышение эффективности мероприятий по ограничению, снижению и ликвидации МКД в скважинах АГКМ.

Методы решения поставленных задач

Поставленные в работе задачи решены путем анализа научно-теоретических данных, проведения физико-химических, геохимических, геофизических и промысловых исследований с использованием скважинного оборудования.

Научная новизна:

1. На основании анализа результатов научно-теоретических и промысловых исследований обоснованы признаки предельного состояния МКП скважин АГКМ и разработана классификация скважин по степени опасности состояния межколонного пространства;

2. Впервые проведены изотопно-геохимические исследования и выявлены особенности изотопного состава водорода и кислорода водных флюидов из МКП скважин АГКМ;

3. Разработан способ восстановления герметичности межколонного пространства скважины (патент РФ № 2234591).

Положения, выносимые на защиту:

– многоуровневая система контроля технического состояния и классификация скважин по степени опасности состояния межколонных пространств;

– результаты изотопно-геохимических исследований водных флюидов из МКП скважин АГКМ и их использование для диагностики источника МКД;

– организационные и технологические разработки, направленные на снижение и ликвидацию межколонных давлений в скважинах АГКМ.

Практическая ценность и внедрение результатов исследований

1. Обоснован дифференцированный подход к оценке опасности МКД и проведена классификация по степени опасности состояния МКП всего фонда скважин АГКМ. По результатам классификации определяются возможность эксплуатации скважин с МКД и комплекс мероприятий по ограничению, снижению и ликвидации межколонного давления.

2. Организована и функционирует система контроля технического состояния скважин АГКМ, обеспечивающая их безопасную эксплуатацию за счет возможности оперативного принятия решений.

3. На основании результатов исследований изотопного состава водных флюидов из МКП скважин АГКМ разработан новый изотопно-геохимический метод диагностики источников МКД.

4. Разработан и использован на скважинах АГКМ способ снижения и ликвидации МКД без проведения КРС.

5. Впервые в отрасли разработан и действует Проект по эксплуатации скважин с межколонными давлениями на Астраханском ГКМ, получивший положительное заключение экспертизы промышленной безопасности, зарегистрированное Федеральной службой по экологическому, технологическому и атомному надзору (ФСЭТиАН).

6. Предложенные автором организационные и технологические решения по контролю и исследованию МКД включены в Проект разработки и освоения Астраханского ГКМ на период до 2019 г.

7. Практическая значимость результатов диссертационной работы подтверждается включением мероприятий по снижению МКД в Программу по оптимизации и снижению затрат предприятия ООО «Газпром добыча Астрахань» и расчетом их экономической эффективности. Фактический годовой эффект от внедрения комплекса мероприятий по герметизации устьевого и подземного оборудования на 2 скважинах составил 5204,48 тыс. рублей, а от нейтрализации сероводорода в МКП 3 эксплуатационных скважин 8250 тыс. рублей.

Апробация работы. Основные положения диссертационной работы до-кладывались и представлялись на научно-техническом совещании по проблеме межколонных давлений на АГКМ (Астрахань, 2002), научной конференции «Трофимуковские чтения» (Новосибирск, 2006), международной научно-технической конференции «Геология, ресурсы, перспективы освоения нефтегазовых недр Прикаспийской впадины и Каспийского региона» (Москва, 2007), на конкурсе научно-технических разработок на соискание премии ОАО «Газпром» в области науки и техники (Москва, 2007, лауреат премии ОАО «Газпром»), на VI Международной научно-практической конференции «Проблемы добычи газа, газового конденсата, нефти» (Кисловодск, 2008), международной конференции «Международный опыт и перспективы освоения сероводородсодержащих месторождений углеводородов» SGFD2008 (Москва, 2008), международной конференции «Экологическая безопасность в газовой промышленности» ESGI2009 (Москва, 2009), III международной нефтегазовой конференции ИНТЕХ-ЭКО2010 (Москва, 2010), на научно-технических советах предприятия по проблемам МКД и продлению межремонтного периода работы скважин.

Публикации. По теме диссертации опубликовано 19 работ, в том числе 2 статьи в рецензируемых научно-технических журналах из Перечня ВАК РФ, 2 патента РФ на изобретения.

Структура и объём работы. Диссертационная работа состоит из введения, пяти глав, основных выводов, библиографического списка использованной литературы, включающего 101 наименование, 5 приложений. Работа изложена на 139 страницах машинописного текста, содержит 27 рисунков и 9 таблиц.

Автор глубоко признательна к.т.н. З.М. Фаттахову, к.г.-м.н. Н.Н. Зыкину, к.т.н. И.Г. Полякову и к.т.н. О.В. Красильниковой за многолетнее сотрудничество, а также коллегам из ГПУ ООО ГДА за содействие при подготовке диссертации. Автор искренне благодарит своих научных руководителей д.т.н.
В.Е. Андреева и к.т.н. А.Г. Филиппова за помощь и внимание к работе.

Читайте так же:  Срок давности за лишение прав

Краткое СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность темы диссертации, сформулированы цель работы и основные задачи исследований, показаны научная новизна и практическая ценность результатов исследований.

В первой главе дан обзор отечественного и зарубежного опыта исследования, контроля и ликвидации МКД в скважинах нефтегазовых месторождений, рассмотрены геологические условия и технические особенности скважин Астраханского ГКМ, проведен анализ динамики развития МКД.

По данным промысловой практики, число скважин с МКД на нефтяных и газовых месторождениях в России и за рубежом довольно велико. МКД имеют более 8000 скважин в Мексиканском заливе, около 30 % эксплуатационных скважин ОАО «Газпром» (в том числе более 50 % скважин газовых месторождений Севера), более 40 % технологических скважин подземных хранилищ газа в России, до 30 % скважин газоконденсатных месторождений Казахстана, почти 50 % скважин нефтегазового месторождения «Белый Тигр» (на шельфе Вьетнама) и многие другие.

По мнению отечественных и зарубежных исследователей, причины возникновения МКД являются общими для всех месторождений. К ним относятся некачественное цементирование, что провоцирует раннюю миграцию пластового флюида в МКП; образование проводящих каналов в результате воздействия на цементное кольцо в период эксплуатации скважины; негерметичность элементов подземного и устьевого оборудования скважины, лифтовой, эксплуатационной и обсадной колонн. Используемые добывающими компаниями технологии ремонта скважин с МКД, требующие больших затрат, недостаточно эффективны и часто приводят к необходимости ликвидации скважин. При этом ликвидация скважин с МКД также является серьезной проблемой, т.к. МКД появляются и в ликвидированных скважинах.

Однако в мировой промысловой практике не существует единой методики исследования или модели, позволяющей определить степень опасности развития МКД, прогнозировать возможность и интенсивность межколонного проявления. В связи с этим потенциально опасным можно считать появление МКД любой величины в скважинах различных категорий и назначений.

Особую актуальность приобретает проблема МКД на сероводородсодержащих месторождениях. В соответствии с действующими законодательными и отраслевыми нормативными документами эксплуатация скважин на месторождениях с высоким содержанием сероводорода при наличии межколонного проявления запрещается. При обнаружении МКД должны быть проведены необходимые исследования и приняты меры по устранению причин негерметичности. По результатам проведенных работ решается вопрос о возможности дальнейшей эксплуатации скважины.

На Астраханском ГКМ проблема межколонных давлений возникла до начала промышленной эксплуатации месторождения. МКД были отмечены в разведочных скважинах, в 70 скважинах обнаружены после окончания бурения – в период обустройства месторождения, в 59 скважинах возникли в процессе эксплуатации. Поэтому с начала разработки АГКМ стало актуальным определение причин появления и степени опасности данного осложнения.

Особенности скважин АГКМ обусловлены сложностью геолого-технических условий их строительства и эксплуатации, а также уникальным составом добываемой пластовой смеси. Продуктивный башкирский ярус находится на глубине около 4000 м, где пластовая температура достигает 120 °C, начальное пластовое давление составляет 61,2 МПа (коэффициент аномальности 1,56). Пластовый газ характеризуется повышенным содержанием токсичных и коррозионно-активных компонентов, в основном сероводорода
(25 % мольн.) и диоксида углерода (20 % мольн.).

В надпродуктивной части геологического разреза АГКМ развиты мощные (до 3 км) пластичные солевые отложения и выделяется несколько газонефте-водонасыщенных пластов, также имеющих АВПД. К ним относятся нефтегазонасыщенные сероводородсодержащие пласты филипповской толщи нижнепермских сульфатно-карбонатных отложений, рапоносные сульфатно-терригенные пропластки иреньской соленосной толщи (с коэффициентом аномальности до 2,3), газонефтенасыщенные отложения триаса (с коэффициентом аномальности до 1,16), газоводонасыщенные неоген-четвертичные терригенные отложения (хвалыно-визейский, хазарский, бакинский водоносные горизонты) с градиентом пластового давления 1,01 на 100 м. Все эти геологические объекты являются потенциальными естественными напорными источниками МКД, включая солевой тектогенез, обуславливающий подвижность соляного массива и проявляющийся в виде постоянного объемного либо тангенциально направленного сжатия обсадных колонн.

При строительстве скважин на АГКМ проводились различные мероприятия по предупреждению возникновения МКД: установка наружных обсадных пакеров, ограничение высоты подъема тампонажного раствора, применение двухступенчатого цементирования, использование расширяющихся тампонажных материалов и др. Несмотря на широкое внедрение этих мероприятий, задача предупреждения возникновения МКД на АГКМ до сих пор не решена. Анализ динамики развития МКД в скважинах эксплуатационного фонда АГКМ показывал неуклонный рост количества скважин с МКД – с 53 % в 1991 г. до 89 % в 2002 г. Эта тенденция отмечалась на всех скважинах вне зависимости от особенностей их строительства и эксплуатации. Особую тревогу вызывал рост числа скважин с наличием в МКП сероводорода (до 11 скважин в 1999 г.).

В настоящее время около 50 % скважин месторождения имеют МКД, большинство из них – эксплуатационные. МКП скважин характеризуются высокими значениями давлений (до 30 МПа) и поликомпонентным составом флюида. Кроме того, существует проблема наличия МКД в скважинах после КРС и ликвидации, что свидетельствует о недостаточной эффективности применяемых технологий.

Таким образом, для обеспечения безопасной эксплуатации месторождения было необходимо создание комплексной системы, включающей контроль, диагностику, эффективные технологии снижения и ликвидации МКД.

Во второй главе приведена характеристика основных причин и источников МКД в скважинах АГКМ, дано научно-техническое обоснование признаков предельного состояния МКП, разработаны классификация скважин по степени опасности состояния МКП и система контроля технического состояния скважин с межколонными давлениями.

Основными источниками и причинами возникновения МКД в скважинах АГКМ являются негерметичность цементного кольца, уплотнений устьевой обвязки, эксплуатационной и обсадной колонн; упругие деформации обсадных колонн; физико-химические процессы, происходящие в МКП в течение времени при изменении термобарических условий, а также коррозионные процессы в изоляционном комплексе скважин. Наиболее значимое влияние на возникновение МКД в скважинах АГКМ оказывают геологические факторы.

Учитывая, что МКД могут иметь различную природу, требуется дифференцированный подход к оценке состояния МКП с целью решения вопроса о возможности дальнейшей эксплуатации, ремонта или ликвидации скважины.

Влияние МКД на надежность скважины как сооружения различно и в некоторых случаях может привести к предельному состоянию, при котором дальнейшая эксплуатация или восстановление скважины невозможны или нецелесообразны. Обобщая данные многолетних научно-практических исследований, определены следующие критерии предельного состояния скважин АГКМ.

  • Развитие в МКП статических давлений, превышающих прочностные характеристики внутренней колонны (на смятие) и внешней (на разрыв), цементного кольца между ними, а также превышающих давление гидроразрыва горных пород в зоне башмака внешней колонны.

Предельно допустимые давления (ПДД), установленные ранее для скважин АГКМ, были рассчитаны по усредненным параметрам конструкции эксплуатационной скважины АГКМ с использованием максимальной величины плотности флюида в МКП (1,216 г/см3) при наличии в затрубном пространстве (ЗТП) раствора ингибитора коррозии (плотностью 0,808 г/см3) с запасом коэффициента прочности 1,3. В результате величины критических давлений, выбранные по минимальным значениям, составили: между эксплуатационной и 2-ой технической колонной (МКП 7/9) – 25 МПа, между 2-ой и 1-ой техническими колоннами (МКП 9/12) – 12 МПа, между 1-ой технической колонной и кондуктором (МКП 12/16) – 6,5 МПа.

По промысловым данным установлено, что в МКП и ЗТП большинства скважин плотность флюида значительно отличается от указанных в расчетах, соответственно также изменяются и расчетные величины критических давлений. Поэтому было предложено использовать вышеуказанные значения МКД в качестве контрольных величин (КВмкд). Если давление достигает величины, равной 0,8 от КВмкд, то необходимо рассчитывать предельно допустимое давление для конкретного МКП по реальным характеристикам скважины.

Главным критерием предельного состояния скважины АГКМ следует считать интенсивный приток сероводородсодержащего пластового флюида по МКП от продуктивного пласта к устью, свидетельствующий о широком развитии коррозионных процессов в крепи скважины вплоть до потери ею герметичности и несущей способности. Признаки предельного состояния скважины, которые определяются наличием H2S в МКП, следующие.

  • 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

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.

Читайте так же:  Приказ пожарным в 2018 году

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).

Анализ технического состояния фонда скважин АГКМ показывает, что за весь период разработки наличие гидродинамической связи с продуктивным пластом по МКП 7/9 не установлено. Все случаи появления H2S в МКП 7/9 связаны с негерметичностью ЗТП и устьевого оборудования, которая выявляется и устраняется. В период эксплуатации на АГКМ выявлено около 70 случаев появления сероводорода в МКП 7/9, более чем в 50 случаях устьевые перетоки были устранены без проведения КРС. Но даже после успешного проведения специальных работ по ликвидации перетока в МКП 7/9 присутствует «остаточный» H2S. Для снижения опасности коррозионного воздействия на приустьевую зону скважины необходимо проведение нейтрализации сероводородсодержащего флюида в МКП. С участием автора разработан и предложен комплекс технологий по ликвидации перетока в МКП 7/9 без проведения КРС, включающий герметизацию уплотнительных элементов устьевой обвязки скважины с помощью экспериментального состава (патент РФ № 2183725), замещение «газовой шапки» в ЗТП на раствор ингибитора коррозии, закачку кольматирующего и нейтрализующего составов в затрубное пространство, дегазацию и нейтрализацию остаточного H2S в МКП скважины.

Пятая глава посвящена опытно-промышленным испытаниям и практическому применению результатов диссертационной работы на скважинах АГКМ.

С участием автора на АГКМ организован мониторинг состояния МКП скважин, проводится ежегодная классификация скважин по степени опасности, а также разработана организационно-технологическая схема, включающая алгоритмы принятия решений и порядок выполнения работ по исследованию, контролю и управлению МКД для скважин каждого класса опасности. Основная ее концепция заключается в том, что передача скважины в КРС или её ликвидация производится только после безуспешности всех возможных мероприятий по ограничению или устранению МКД.