CC BY
101
© С.Б. Бекетов, 2003
YAK 622.279.5
С.Б. Бекетов
ТЕХНОЛОГИЯ АИАГНОСТИКИ ГЕРМЕТИЧНОСТИ ЗА КОЛОННОЙ КРЕПИ СКВАЖИН НА МЕСТОРОЖАЕНИЯХ И ПОАЗЕМНЫХ ХРАНИЛИЩАХ ГАЗА
Одним из основных осложнений в эксплуатации подземных хранилищ газа (ПХГ) и газовых (в т.ч. га-законденсатных) месторождений являются утечки газа из продуктивного пласта в вышележащие отложения по некачественной цементной крепи заколон-ного пространства скважин является.
В настоящее время основными свидетельствами техногенных утечек газа по заколонному пространству скважин из продуктивных отложений в вышележащие горизонты принято считать данные о зако-лонных динамических процессах, получаемые методами геофизических исследований (ГИС), наличие межколонных давлений, регистрируемых на устье скважин; сведения о негерметичности обсадных колонн; грифонопроявления в районах расположения скважин, а также техногенная загазованность над-продуктивных горизонтов.
Следует отметить, что современная чувствительность аппаратуры ГИС при самых благоприятных условиях позволяет определить динамические процессы за эксплуатационной колонной, связанные с газоперетоками лишь при расходе газа 500-1500 м3/сут и выше [1]. В случае сложной конструкции скважины (наличие хвостовиков, нескольких колонн, перекрывающих исследуемый интервал и т.д.) методы ГИС малопригодны для надежного диагностирования заколонных перетоков газа в связи с экранирующими свойствами металла колонны и зако-лонной крепи.
Межколонные газопроявления, регистрируемые на устье скважины, служат надежным признаком наличия техногенных газоперетоков, однако во многих случаях причин этих газопроявлений однозначно установить известными способами не представляется возможным. Как показывает практика, межколонные газопроявления на устье скважины могут отсутствовать, но при этом за колонной наблюдаются активные динамические процессы, обусловленные утечками газа из продуктивных отложений.
Грифонопроявления в районах расположения скважин, а также наличие скоплений газа в надпро-дуктивных отложениях являются надежным свидетельством техногенных процессов газоперетоков, однако выявить скважины-источники при этом в большинстве случаев невозможно (если нет надежных геофизических данных).
С целью выявления техногенных перетоков газа кроме ГИС методов на практике применяются различные технологические обследования скважин при капитальном ремонте (КРС), газодинамические ме-
тоды исследования межколонных газопроявлений [2, 3] и другие методы. Одним из способов достаточно эффективного решения этой проблемы может быть применение трассеров для визуализации флюидо динамиче-
ских потоков [4, 5, 6].
Применяемые в технологии трассерных исследований новые трассеры представляют собой высокодисперсные жидкие суспензии ярко флюоресцирующие заранее заданным цветом сферических микрочастиц, изготовленных из нерастворимых в маркируемых средах, нетоксичных, химически нейтральных, устойчивых к действию различных факторов лиофильных полимеров [7]. Размеры частиц трассеров в зависимости от конкретных геологических условий могут варьироваться. Осредненная плотность газонаполненной микрочастицы выбирается близкой к плотности маркируемой среды. Данный способ трассерных исследований позволяет работать при разбавлениях стартовых проб, достигающих значений порядка 1012 раз. При таких разбавлениях большинство веществ-индикаторов, внесенных в исследуемую систему в разумных стартовых количествах, не могут быть надежно определены экспрессными методами, особенно если в исследуемых средах присутствуют помехообразующие примеси.
Использование нескольких цветов индикатора позволяет одновременно проводить исследование нескольких скважин характеризуемых по различным косвенным данным как переточных и однозначно определять в качественном выражении из какой нагнетательной скважины мигрировал трассер [8].
Седиментационная устойчивость индикатора достигается малым размером и небольшой плотностью газонаполненных микрогранул. На основании наших опытных данных доказано, что при размере микрогранул менее 1 мкм последние ведут себя как макромолекулы, на динамику которых существенное влияние оказывает броуновское движение. Плотность газонаполненной микрочастицы трассера должна удовлетворять условию:
Рвоз >Рч '> Ргаз (1)
где рво3 - плотность воздуха; рч - плотность части-
цы трассера; ргаз - плотность газа.
Применение газонаполненных микрогранул со степенью дисперсности менее 0,5 мкм нецелесообразно по целому ряду причин: невозможность задержания микрогранул на поверхности мелкопористого фильтра для просчитывания под люминесцентным микроскопом; происходит резкое увеличение затрат энергии и времени, что сильно влияет на стоимость трассера.
Для проведения трассерных исследований выделяются два типа скважин:
1) нагнетательные, в которые производится запуск трассера;
2) наблюдательные, из которых отбираются пробы флюидов.
Технология проведения трассерных исследований включает в себя следующие этапы:
1) анализ фонда скважин с целью выбора нагнетательных и наблюдательных скважин;
2) закачка расчетного количества жидкости с целью создания блокирующего экрана;
3) спуск контейнера в НКТ и запуск трассеров различных цветов в нагнетательную скважину, подъем устройства из скважины, продавка трассера газом;
4) отбор проб флюидов из наблюдательных скважин;
5) анализ проб флюидов на присутствие трассеров;
6) обработка результатов исследований и выдача заключения;
На рис. 1 представлена принципиальная схема проведения трассерных исследований для выявления возможных перетоков газа из продуктивных отложений в надпродуктивные по некачественной цементной крепи.
На первом этапе работ проводится анализ всего фонда скважин объекта. При этом в процессе выбора нагнетательных скважин анализируются сведения о бурении скважин, допущенных авариях при их строительстве, промысловый материал, проведенные ремонтные работы, материалы ГИС за весь период существования скважин. В случае недостаточности материалов о текущем состоянии, проводятся дополнительные геофизические исследования скважин. По результатам проведенных работ выделяются одна или несколько скважин - потенциальных источников перетоков газа. Составляется заключение о текущем состоянии этих скважин, намечается порядок проведения исследований.
Наблюдательные скважины должны иметь хорошее сообщение с пластом, желательно чтобы скважины вскрывали все проницаемые надпродуктивные пропластки. Техническое состояние водяных скважин должно позволять проведение отбора проб воды желонкой с уровня и из интервала фильтра. Устьевая обвязка скважин, имеющих давление газа на устье должна включать краны под манометры.
На втором этапе работ в призабойной зоне пласта (ПЗП) нагнетательной скв. 1 создается блокирующий экран путем закачки 0,1-0,3 % водного раствора ПАВ с содержанием растворителя (к примеру ацетона) в количестве 5 % об. Объем экранирующей жидкости рассчитывается по формуле:
Кж =П [( + 0,4)2 - Ъй\«в ]• Нф • к,
(2)
где Уэж - объем экранирующей жидкости, м3; йскв -диаметр скважины, м; Нф - интервал фильтра, м; кп - коэффициент открытой пористости, ед.
Раствор продавливается газом в объеме:
586пй2сквНфк Р V, =■
(3)
плТпл
где Z - коэффициент сверхсжимаемости газа в пластовых условиях, ед; Тпл - пластовая температура, 0К.
Затем, при выполнении третьего этапа работ, в скв. 1 производится запуск трассера, который осуществляется непосредственно под башмак эксплуатационной колонны 4. Подхватываясь потоком газа, текущим из продуктивных отложений в надпродуктивные, трассер поднимается вверх по заколонному пространству скважины. Контроль за распространением трассера ведется путем отбора проб флюидов из межколонного пространства скв. 1, а также наблюдательных скв. 10, вскрывших различные водоносные горизонты, что позволяет объективно оценить распространение потоков флюидов по разрезу и площади. В случае наличия межколонных газопроявлений в расположенных рядом эксплуатационных скважинах 11, отбор проб флюидов осуществляется из межколонных пространств этих скважин.
Доставка трассера в заданный интервал осуществляется с применением специального устройства «Трассер Т», представляющего собой контейнер управляемый дистанционно, что значительно повышает эффективность доставки трассера в заданный интервал [9].
Четвертый этап технологии предусматривает отбор проб флюидов из сети наблюдательных скважин. Пробы воды отбираются в предварительно подготовленные емкости объемом 0,5-1,0 дм3. В случае самоизлива воды из скважины отбор проб ведется непосредственно с устья скважины. При наличии уровня воды в стволе на некоторой глубине, для отбора проб применяется желонка. Отбор необходимо проводить как с уровня воды, так и из зоны фильтра. С целью достижения чистоты эксперимента перед повторным использованием желонка и трос промывается растворителем (ацетоном) с целью растворения частиц трассера.
Для улавливания трассера в газовом потоке применяется специальный диспергатор газа, устанавливаемый на устье наблюдательной скважины.
Пятый этап заключается в анализе отобранных проб флюидов на присутствие трассеров. Метод регистрации трассеров основан на последующей фильтрации определенного объема из отобранной
Рис. 1. Схема проведения трассерных исследований: 1 -нагнетательная скважина; 2- кондуктор; 3 - эксплуатационная колонна; 4 - НКТ; 5 - открытый ствол; 6 - межколонное пространство; 7 - продуктивный пласт; 8 - покрышка; 9 - водоносные горизонты; 10 - наблюдательные скважины; 11 - эксплуатационные скважины; 12 -блокирующий экран
пробы через мембранный фильтр с размерами пор меньшим чем размеры частиц трассера, и просмотром поверхности фильтра в поле зрения люминесцентного микроскопа.
Идентификация трассера производится по пяти основным параметрам:
1. цвету;
2. форме частицы;
3. характеру поверхности микрочастиц;
4. интенсивности свечения;
5. размеру микрочастиц.
В наиболее сложных случаях применяется количественная микроспектрофлюориметрия, реализуемая с помощью люминесцентно-микроско-пической насадки ФМЭЛ-1А. При этом, в качестве спектроанализатора использовался фотомножитель ФЭУ-79 с набором интерферационных светофильтров СС 15, КС 11, ОС 11, НС 10, ЗС 12, ЗС 1, УФС 6-3, УФС 6-5, ФС 1-1, ФС 1-2, ФС 1-4, ФС 1-6, СС 15-2, СС 15-4, СЗС 24-4, СЗС 21-2. В качестве источника ультрафиолетового излучения используется ртутная лампа СвДШ-250.
Шестой, заключительный этап работ предусматривает обработку результатов исследований, их интерпретацию. При этом, в случае необходимости строятся карты, разрезы с целью визуализации распространения трассеров по площади и разрезу отложений. Рассчитываются скорости распространения трассеров.
Таким образом, применение разработанной технологии трассерных исследований для выявления путей миграции флюидов из продуктивных отложений в надпродуктивные по заколонному пространству скважин, позволяет:
- диагностировать перетоки высокоточным прямым методом;
- проводить работы без глушения скважин;
- визуализировать пути миграции флюидов как по разрезу, так и по исследуемой площади;
- проводить исследования одновременно нескольких скважин;
- сократить временные затраты за счет определения в одной пробе трассеров несколько цветов;
- проводить исследования с применением принципиально нового типа трассера на основе газонаполненных микрочастиц.
Разработанная новая технология трассерных исследований позволяет достигнуть более высокого уровня в решении проблемы выявления техногенных утечек газа из продуктивных отложений по некачественной цементной крепи скважин. Технология успешно внедрена авторами статьи на нескольких подземных хранилище газа в России [10, 11].
В качестве примера реализации технологии можно привести работы по поиску техногенной утечки газа по заколонному пространству эксплуатационной скважины 1э на одном из ПХГ в России. Конструкция скважины и вскрытые ею отложения представлены на рис. 2. Продуктивный артинский ярус перекрывают галогенные отложения иреньского и филипповского горизонтов, являющиеся надежной покрышкой ПХГ. Над покрышкой залегают уфимский ярус и неогеновые отложения, в пределах которых находятся несколько водяных горизонтов, гидродинамически связанных между собой.
На ПХГ имели место техногенные скопления газа в надпродуктивных отложениях, проявляющиеся в выходах газа из водяных скважин, вскрывших водоносные горизонты, грифонах на устьях скважин.
На первом этапе работ был проведен детальный анализ всего фонда скважин объекта, вскрывших газоносные отложения. При этом выбор был сделан на одной из эксплуатационных скважин 1э, в процессе строительства которой были допущены аварии, ликвидация которых обусловила усложнения в конструкции скважины (ликвидированный 2-й ствол, в котором был оставлен буровой инструмент; эксплуатационная колонна бала отвернута, а место нарушения обсажено хвостовиком диаметром 127 мм).
Следует отметить, что по данным геофизических исследований по всей длине эксплуатационной колонны наблюдается чередование плохого, частичного и хорошего контактов цемента с колонной. Таким образом, однозначно сделать вывод о герметичности заколонного пространства по качеству сцепления цементного камня с эксплуатационной колонной было невозможно. По данным ГИС, проводимых в скважине в разное время с целью контроля за техническим состоянием скважины, скоплений газа в коллекторах надпродуктивной толщи, а также динамических процессов за эксплуатационной колонной не выявлено. Техническое состояние скважины по заключению ГИС признано удовлетворительным.
Скважина находилась в консервации больше 10 лет. За время консервации в межколонном пространстве 168х245 мм периодически фиксировались газопроявления. После расконсервации скважины и введения в эксплуатацию наблюдались повышения
Рис. 2. Фактическая конструкция скважины 1э и интервалы залегания вскрытых отложений
Рис. 3. Результаты замеров дебитов контрольных скважин на ПХГ
уровней воды в наблюдательных скважинах на вышележащие горизонты в районе ее расположения. В непосредственной близости от устья скважины 1э отмечались грифоны.
Таким образом, допущенные в процессе строительства выбранной нами скважины ряд аварий, наличие межколонных газопроявлений и грифо-нопроявлений, подъем уровней воды в ряде наблюдательных скважин после введения скважины в эксплуатацию, а также место расположения скважины непосредственно в зоне максимального проявления техногенных скоплений газа, позволили отнести ее к потенциальным источникам техногенных перетоков газа из продуктивных отложений в надпродуктивные.
С целью выявления возможных путей миграции газа, в призабойной зоне пласта был создан пенный экран и на забой скважины, находящейся под газом, закачан трассер желтого цвета. Для условий ПХГ с учетом решаемых задач размер частиц трассера был равен 0,5 мкм. Осредненная плотность микрочастицы составляла р = 1,1 плотности воздуха. Скважина в процессе проведения трассерных исследований в работе ПХГ не участвовала.
Для контроля за распространением трассера по разрезу надпродуктивных отложений и по площади горного отвода ПХГ пробы флюидов отбирались из 20 наблюдательных скважин различных категорий, расположенных в разных частях горного отвода ПХГ и вскрывших различные стратиграфические горизонты выше продуктивного пласта.
Как показали исследования, в пробах флюидов из ряда скважин, расположенных непосредственно поблизости от исследуемой скважины и вскрывших различные водоносные горизонты, был зафиксирован трассер желтого цвета, что явилось неоспоримым доказательством того, что скважина является источником техногенных газоперетоков.
Вскоре после выявления заколонных перетоков газа скважина 1э была заглушена (19.11.98 г.). В течение нескольких дней после этого прекратили работу ряд скважин, разгружавших техногенные скопления газа, а в скв. 1к и 2к (наиболее интенсивно дегазирующих техногенное скопление газа) произошло снижение давления на устье и дебита (рис. 3).
Через несколько недель простоя исследуемой скважины 1э в ожидании капитального ремонта, произошло поглощение жидкости глушения продуктивным пластом и самоосвоение скважины (9.12.98 г.). Это практически сразу отразилось на близлежащих
скважинах, участвующих в разгрузке техногенных скоплений газа - эти скважины возобновили свою работу. В результате повторного глушения скважины 1э (22.01.99.г.) работа скв. 1к прекратилась, а дебит скв. 2к значительно снизился, т.к. жидкость глушения повторно блокировала пути миграции газа по некачественной цементной крепи эксплуатационной колонны.
Таким образом, результаты глушения скважины 1э являются еще одним прямым доказательством выявленной трассерными исследованиями миграции газа по заколонному пространству этой скважины из продуктивного пласта в надсолевые отложения.
Интенсивность техногенных газопроявлений на ПХГ в целом после проведения ремонтных работ в выявленной скважине 1э - источнике техногенных газоперетоков значительно снизилась.
В последствии в результате проведенных исследований на ПХГ в соответствии с разработанной технологией были выявлены еще 3 скважины-источники техногенных перетоков газа из продуктивных отложений в надпродуктивные.
Таким образом, проведение трассерных исследований на выбранном ПХГ в России позволило:
- доказать возможность применения тонкодисперсных трассеров для выявления направления и скоростей потоков флюидов;
- разработать принципиально новую технологию проведения трассерных исследований в газовой среде и успешно апробировать ее;
- проводить работы без глушения скважин, что снижает стоимость технологических операций;
- визуализировать пути миграции флюидов как по разрезу, так и по исследуемой площади;
- проводить исследования одновременно нескольких скважин, что снижает затраты в целом на проведение работ;
- сократить временные затраты за счет определения в одной пробе трассеров несколько цветов;
- выявить направления и скорости движения вод в надпродуктивных отложениях (что позволило оптимизировать дальнейший поиск источников газопе-ретоков);
- выявить прямым методом пути миграции газа из продуктивного горизонта в надпродуктивные отложения по заколонному пространству 4-х эксплуатационных скважин и последующее распространение трассеров по водоносным пластам -коллекторам
В заключении следует отметить, что выполненные исследования на ПХГ доказали перспективность применения трассерных методов и их арбитражную роль в решении задач точного диагностирования герметичности заколонной крепи скважин.
1. Особенности и перспективы использования методов промыслово-геофизическиого контроля на нефтяных и газовых месторождениях Оренбурской области / А.С. Деркач., Р.Г. Темиргалеев., А.И. Ипатов и др. -М.: ВНИИОЭНГ, 1995. - С. 72.
2. Инструкция по проведению исследований скважин с межколонны-ми флюидопроявлениями на месторождениях и ПХГ. /К.М. Тагиров, А.Е. Арутюнов, Р.А. Тенн и др. - М.: РАО Газпром, “СевКавНИПИгаз”. 1997. -С. 14.
3. Методические указания по оценке герметичности скважин ПХГ, имеющих межколонные давления. /
А.Е. Арутюнов, Р.А. Тенн, Е.П. Серебряков и др. - М.: РАО Газпром, “СевКавНИПИгаз. 1997. - С. 17.
4. Технология трассерных исследований с целью выявления путей миграции флюидов при формировании техногенных скоплений газа./ А.Е. Арутюнов, С.А. Варягов, В.И. Шамшин, С.Б. Бекетов / Сборник научных трудов, сер. “Нефть и газ”, Вып. 1. - Ставрополь: СтГТУ. 1998. - С. 77 - 86.
5. Варягов С.А., Бекетов С.Б, Трунов Н.М. Технология трассерных исследований с целью выявления путей миграции флюидов при формировании техногенных скоплений газа / Сборник научных трудов ВНИИгаза и СевКавНИПИгаза, - М.: 1998. - С. 119-126.
6. Комплексная технология трассерных исследований на подземных хранилищах газа / А.Е. Арутюнов,
B.И. Шамшин, С.Б. Бекетов и др. / Материалы Ш региональной научнотехнической конференции “Вузовская наука - Северо-Кавказскому региону”. - Ставрополь: СевКавГТУ, 1999. - С. 27.
7. Патент РФ □ 2167288 Приоритет от 17.06.1999 г. Способ исследования динамических процессов газовой среды подземного хранилища газа / К.М. Тагиров, А.Е. Арутюнов,
C.Б. Бекетов и др.
8. Патент РФ № 2164599. Приоритет от 17.09.99 г. Способ исследования жидкофазных динамических процессов в пластах с аномально низким давлением / К.М. Та-
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
гиров, С.А. Варягов, С.Б. Бекетов и др.
9. Патент РФ .№ 2148846. Приоритет от 19.04.1999 г. Устройство для ввода в скважину индикаторной жидкости. / В.А. Машков, С.Б. Бекетов, С.А. Варягов и др.
10. Исследования геофлюидо-динамических процессов подземного хранилища газа / К.М. Тагиров,
С.А. Варягов, С.Б. Бекетов / Сборник научных трудов, серия “Проблемы капитального ремонта скважин и эксплуатации подземных хранилищ газа”. Вып. 33. - Ставрополь.: СевКавНИПИгаз. 2000. - С. 78-83.
11. Результаты выявления источников техногенных перетоков газа на Совхозном подземном хранилище / А.Е. Арутюнов, В.И. Шамшин, С.Б. Бекетов, С.А. Варягов / Сборник научных трудов. Геология, бурение и разработка газовых и газоконденсатных месторождений и ПХГ. Вып. 32. - Ставрополь: СевКавНИПИгаза, 2000. - С. 158-162.
КОРОТКО ОБ АВТОРАХ
Бекетов Сергей Борисович — докторант, главный геолог ООО "Кавказтрансгаз"
Файл:
Каталог:
Шаблон:
Ш
Заголовок:
Содержание:
Автор:
Ключевые слова:
Заметки:
Дата создания:
Число сохранений:
Дата сохранения:
Сохранил:
Полное время правки: 115 мин.
Дата печати: 08.11.2008 22:28:00
При последней печати страниц: 5
слов: 3 203 (прибл.)
знаков: 18 260 (прибл.)
БЕКЕТОВ
G:\^ работе в универе\2003г\Папки 2003\GIAB6_03 C:\Users\Таня\AppData\Roaming\Microsoft\Шаблоны\Normal.do УДК б22
user
14.05.2003 11:44:00 11
08.11.2008 21:47:00 Таня
