Разработка технологий герметизации скважинного оборудования при комплексном термобарическом и сероводородном воздействии

Современный уровень разработки нефтяных и газовых месторождений характеризуется осложнением геолого-технических условий вследствие:

— увеличения глубин скважин, роста температур, пластовых давлений;

— наличия высоких концентраций кислых газов в продукции скважин, таких как сероводород и углекислый газ;

— необходимости использования сложного подземного оборудования;

— возросшими требованиями по охране окружающей среды и предотвращению аварийных ситуаций.

Характерными примерами такого положения являются месторождения Прикаспийской впадины, Оренбургское и ряд других. В частности, к ним можно отнести и Астраханское газоконденсатное месторождение (АГКМ), разработка которого осложняется комплексом горно-геологических факторов — высокое содержание агрессивных газов в пластовом флюиде (H2S — 25%, СО2 — 20%), высокие пластовые давления (50−60 МПа) и температуры (110−120 °С), большие глубины (4100м). Это вызывает необходимость использования сложного устьевого и подземного оборудования (ПО), основной задачей которого является обеспечение безопасной работы скважины, защиты поверхности обсадной колонны и насосно-компрессорных труб от коррозии, проведения различных технологических операций.

Однако, несовершенство существующих устройств ПО и неудовлетворительное качество строительства скважин приводит к различным осложнениям, которые могут стать причиной их досрочного выхода в капитальный ремонт (КРС), а иногда и ликвидации.

Актуальность работы. Эффективная эксплуатация скважины, работающей в высокоагрессивных условиях, неразрывно связана с состоянием затруб-ного пространства и уплотнительных элементов устьевого оборудования, которое зависит от многочисленных факторов.

Значительные осложнения имеют место при возникновении негерметичности подземного (пакер, циркуляционный и ингибиторный клапана, компенсатор, резьбовые соединения насосно-компрессорных труб) и устьевого оборудования (уплотнительные элементы трубной и колонной головок). Это приводит к миграции пластового флюида по затрубному пространству, его концентрации в приустьевой части скважины — образованию «газовых шапок» и, как следствие, к повышенному коррозионному воздействию на эксплуатационную и техническую колонны, НКТ, уплотнительные элементы устьевого оборудования, возможному перетоку газа из затрубного в межколонное пространство.

Эксплуатация скважин в таких условиях небезопасна и в соответствии с действующими правилами необходима их остановка для проведения капитального ремонта. Особенно жесткие требования предъявляются в случае наличия в пластовом флюиде высоких концентраций сероводорода.

Так же необходимо отметить, что количество открытых и разрабатывае.

• мых сероводородсодержащих месторождений неуклонно возрастает. Так, только в северной бортовой зоне Прикаспийской впадины находится более десятка месторождений углеводородного сырья с высоким содержанием H2S.

Поэтому для продления межремонтного периода эксплуатации скважин, необходимо иметь технологические решения по восстановлению герметичности эластомерных уплотнений устьевого оборудования и герметизации затрубного пространства для предотвращения миграции пластового газа.

Материалы диссертационной работы, в основном, базируются на горногеологических условиях АГКМ.

Цель работы. Повышение эффективности и продление межремонтного периода эксплуатации скважин в условиях совместного воздействия высоких концентраций кислых газов, температуры и давления за счет восстановления.

• герметичности затрубного пространства и уплотнительных элементов устьевого оборудования.

Основные задачи работы.

1. Провести анализ накопленного в нефтегазопромысловой практике опыта в выбранном направлении и выявить перспективные составы и технологические решения.

2. Разработать методику оценки герметизирующей способности составов для условий комплексного воздействия агрессивных компонентов пластового флюида, давления и температуры.

3. Разработать герметизирующие составы с высокими проникающими и адгезионными свойствами, устойчивые к агрессивному воздействию пластового флюида, высокой температуры и технологии их применения.

4. Провести опытно-промышленную отработку предложенных технологических решений.

5. На основе результатов опытно-промышленных работ разработать регламентирующие документы и внедрить в практику предложенные технологические решения.

Методы исследований.

Поставленные задачи решались в лабораторных условиях с помощью стандартных и разработанных методик, приборов, с оценкой выполненных погрешностей выполненных измерений и статистической обработкой полученных данных с помощью ПЭВМ, а также путем опытно-промышленных испытаний.

Научная новизна.

Разработана методика оценки герметизирующей способности эластомер

• ных составов и оптимизации их рецептур в условиях воздействия агрессивных компонентов пластового флюида, таких как сероводород (до 25%) и углекислый газ (до 20%). Определены и научно обоснованы критерии оценки герметизирующей способности эластомерных композиций. К наиболее значимым из них относятся: коэффициент набухания, предельное напряжение сдвига. Экспериментально установлено и подтверждено промысловыми испытаниями преимущество использования в качестве основы герметизирующих составов смеси натрий-бутадиенового и натурального каучуков в соотношении 1:2,5.

Разработаны и защищены патентами Российской Федерации:

— рецептура эластомерной композиции для восстановления герметичности уплотнительных элементов устьевого оборудования скважин (Патент РФ № 2 183 725 «Герметизирующая композиция для ремонтных и изоляционных работ в скважине»;

— технология блокировки источников негерметичности затрубного пространства, основанная на применении состава на эластомерной основе, способного полимеризоваться при температурах 80−100 °С (патент РФ № 2 183 726 «Способ герметизации затрубного пространства скважин»).

Основные защищаемые положения.

1. Методика и критерии оценки герметизирующей способности эластомерных композиций при совместном воздействии агрессивных компонентов пластового флюида, давления и температуры.

2. Обоснование закономерностей влияния кислых газов пластового флюида Астраханского ГКМ и флюидов, содержащихся в затрубном пространстве скважин, на физико-механические параметры герметизирующих композиций на эластомерной основе.

3. Разработка рецептур герметизирующих составов на основе эластомерных композиций для блокировки источника негерметичности затрубного пространства и восстановления герметичности уплотнений устьевого оборудования.

Практическая значимость и реализация работы.

1. Использование в качестве герметизирующего состава разработанной эластомерной композиции позволяет восстановить герметичность эластомер-ных уплотнений устьевого оборудования и предотвратить проникновение пластового флюида с высоким содержанием кислых газов в межколонное пространство.

2. Применение разработанной технологии герметизации затрубного пространства позволяет предотвратить скопление пластового газа с высоким содержанием агрессивных компонентов в приустьевой зоне, снижая тем самым величину затрубного давления и скорость коррозионных процессов в затрубном пространстве.

3. Разработанные составы и технологии их применения прошли промысловые испытания на эксплуатационных скважинах Астраханском газоконден-сатном месторождении рекомендованы для применения.

4. Создана компьютерная программа «АГКМ — Фонд скважин», позволяющая накапливать и анализировать информацию о техническом состоянии эксплуатационных скважин и оценивать эффективность проведенных ремонтно — изоляционных работ (Свидетельство № 2 000 610 856 «Справочно-информационный комплекс АГКМ — фонд скважин»).

5. На основе результатов промышленных испытаний разработанных составов и технологий разработаны регламентирующие документы:

— СТП 5 780 913.14.4−2004″ Порядок работ на скважинах с негерметичным затрубным пространством" позволяющий по совокупности факторов и экспериментальных наблюдений охарактеризовать степень экологической и технической опасности скважин с негерметичным затрубным пространством и в зависимости от этого определить объём и порядок проведения ремонтно-восстановительных и ремонтно — изоляционных работ;

— технологическая инструкция «Восстановление герметичности уплотнений трубных и колонных головок скважин АГКМ эластомерным составом» (АНИТ-158.00.00.00), определяющая правила работы с фондом скважин с негерметичными уплотнениями колонных и трубных головок и способы их герметизации.

Практическая значимость основных результатов диссертационной работы подтверждена актом внедрения и расчетами экономической эффективности.

Апробация работы.

Материалы, составляющие основное содержание диссертации, докладывались и обсуждались:

— на III Всероссийской конференции молодых ученых, специалистов и студентов по проблемам газовой промышленности России, Москва, сентябрь 1999 г;

— на Международной конференции «Проблемы добычи и переработки нефти и газа в перспективе международного сотрудничества ученых Каспийского региона», Астрахань, 2000 г;

— на X Международном конгрессе «Новые высокие технологии газовой, нефтяной промышленности, энергетики и связи» GITOGIC'2000. Москва, 2000 г.

— на Международной научно-практической конференции «Газовой отрасли — новые технологии и новая техника», г. Ставрополь, сентябрь 2002 г.

— на отраслевых конференциях и совещаниях по проблемам межколонных давлений и продлению межремонтного периода работы скважин.

Публикации. По теме диссертации опубликовано 12 работ, в том числе- 6 статей, 3 тезиса докладов, 2 патента на изобретения, 1 свидетельство на программу ЭВМ.

Объём и структура работы. Диссертационная работа состоит из введения, семи глав, основных выводов и рекомендаций, списка использованных источников, включающего №№ наименований, приложений. Изложена на 170 страницах машинописного текста, содержит 30 рисунков, 30 таблиц.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ.

1. На основе результатов диагностического обследования технического состояния скважин с негерметичным затрубным пространством, данных мониторинга устьевых параметров разработаны принципы классификации, которые основаны на следующем:

— источник негерметичности и глубина его расположения;

— наличие приёмистости затрубного пространства;

— величина затрубного давления;

— скорость и характер восстановления затрубного давления (исследование КВД в затрубном пространстве);

— тип флюида в затрубном пространстве;

— результаты опрессовки уплотнительных элементов фонтанной арматуры.

2. Разработана методика оценки герметизирующей способности эластомерных составов и оптимизации их рецептур в условиях воздействия агрессивных компонентов пластового флюида, таких как сероводород и углекислый газ (до 45%).

Основными критериями оценки герметизирующая способность составов для восстановления герметичности уплотнений устьевого оборудования являются:

— пластичность состава;

— накопленная остаточная деформация сжатия;

— устойчивость к агрессивным компонентам пластового газа.

Основные критерии оценки герметизирующая способность составов для блокировки источника негерметичности затрубного пространства:

— предельное напряжение сдвига;

— относительная деформация;

— способность к полимеризации в температурных условиях скважины.

3. Проведенные испытания образцов эластомеров в контакте с пластовым флюидом Астраханского ГКМ и анализ изменения физико-механических па* раметров показали наибольшую устойчивость композиций на основе силиконового каучука ацетатного типа, изопренового и бутадиеннитрильного каучука.

4. Установлена зависимость коэффициента набухания исследуемых эластомерных композиций от давления. Степень влияния избыточного давления зависит от типа каучука. С ростом избыточного давления коэффициент набухания уменьшается. Наименьшее изменение коэффициента набухания наблюдается у эластомерных композиций на основе бутадиеннитрильного каучука, бутадиенстирольного и стирольного каучуков. Наиболее чувствительны к фактору повышенного давления эластомеры на основе этилен — пропиленового, смеси натурального и натрийбутадиенового каучука, изопренового каучука.

5. На основании результатов опытов доказано, что введение в состав базовой эластомерной композиции анионактивного ПАВ (смесь сложных эфиров с кальциевыми солями алкиларилсульфокислот) и наполнителя (смесь карбоната и гидроокиси кальция коллоидного размера) повышает пластичность и степень полимеризации. Это способствует к увеличению проникающей способности герметизирующего состава и устойчивости продукта полимеризации к воздействию пластового флюида.

6. Разработана рецептура эластомерной композиции с низким значением накопленной остаточной деформации, высокой пластичностью и стойкостью к пластовому флюиду с высоким содержанием кислых газов (H2S, СО2).

7. Установлено, что избыточное содержание дизельного топлива увеличивает сроки полимеризации составов для блокировки источника негерметичности затрубного пространства. С увеличением содержания растворителя на 5% время полимеризации возрастает почти в 2 раза. Снижение температуры полимеризации на 5 °C увеличивает время полимеризации на 30−35%.

• 8. С помощью методов научного планирования эксперимента и статистической обработки данных определено оптимальное содержание эластомерной составляющей и компонентов вулканизующей группы, способствующих полимеризадии эластомерных составов для блокировки источника негерметичности затрубного пространства: содержание серы — 9%, тиурама — 0,9%, эластомера -13,5%, дизельное топливо — 76,6%. Проведенные испытания показали способность герметизирующих составов на основе натурального и натрийбутадие-нового каучуков к полимеризации в среде сырого газа с высоким содержанием H2S иС02.

Комплексное применение разработанных составов позволит повысить противофонтанную и экологическую безопасность эксплуатационных скважин, предотвратить проникновение пластового газа в межколонное пространство и ограничить скорость коррозионных процессов в затрубном пространстве.