Нефтяная скважина как источник проблем

15.05.09 17:56

Мало нефти?

Первая и главная неприятность, которая обычно происходит со скважиной - ухудшение проницаемости призабойной зоны пласта (ПЗП), что естественным образом приводит к снижению ее дебита, резкому или постепенному. Проницаемость ПЗП ухудшается по разным причинам - в результате отложения асфальто-смолистых веществ из добываемой нефти, или объемной перестройки структуры порового пространства (дилатансия), или набухания глин (кольматация), которые содержатся в породе, образующей продуктивный пласт. ПЗП также имеет склонность к загрязнению механическими примесями, фильтратами растворов и жидкостей глушения, вскрытия и освоения, цементом.
Возникновение песчаных или парафино-гидратных «пробок», как коротко можно обозначить эти явления, дело достаточно обычное.
Далее, нефть может обводняться - то есть снижается ее содержание в поступающем из скважины флюиде. «Обводнение продукции скважины случается по разным причинам, - рассказывает Наиль Гимадисламов, заместитель начальника геолого-технологического отдела ООО «КАТКонефть» (Тюменская область, Когалым). – Во-первых, в результате естественных процессов движения жидкости в пласте при отборе из него жидкости или газа происходит подтягивание подошвенной, законтурной или закачиваемой воды, которая замещает отбираемый флюид и поступает в скважину из разрабатываемого пласта через штатный фильтр (интервал перфорации). Во-вторых, в результате разрушения цементного камня за эксплуатационной колонной может возникнуть переток воды из выше- или нижележащих пластов по кольцевому пространству (в зоне контакта цементного кольца с породой, либо обсадной колонной) в существующий интервал перфорации. И наконец, в результате превышения расчетных величин давления, наружного (смятие) либо внутреннего, чему способствует и коррозия металла обсадной колонны».
В случае, если обводнение нефти вызвано разрушением обсадной колонны, и оно постепенно усугубляется, то можно быть уверенным, что ремонт скважины не за горами.
Ухудшение проницаемости ПЗП и обводнение допускают дальнейшую нефтедобычу, однако авария с глубинно-насосным оборудованием (ГНО) попросту прекращает ее. Например, ГНО может отвернуться или оборваться с насосно-компрессорных труб (НКТ) под воздействием вибрации от работы насоса и упасть на забой, если не был достигнут необходимый момент силы при сворачивании труб в процессе их спуска. Сами НКТ могут оборваться из-за усталостного разрушения металла, не замеченной при спуске трещины, износа резьбы при неоднократном использовании труб, протирания их насосными штангами, прожога электрической дугой при разрушении кабеля питания погружного двигателя. ГНО может «зацепиться» за парафино-гидратные отложения в межтрубном пространстве (между обсадными трубами и НКТ). Вредные отложения могут возникнуть даже между элементами ГНО – например, на кабеле питания погружного электродвигателя. Кроме того, может требоваться обычная смена ГНО в результате его износа при длительной эксплуатации.
Сам по себе обрыв насоса или НКТ может и не представлять особой проблемы и быть легко устраним (сравнительно с проблемой снижения дебита), но он ставит вопрос о ремонте скважины буквально ребром.

Что же такое ремонт

Понятие «капитальный ремонт скважины» трактуется специалистами сервисных компаний по-разному. Часть терминологии уже явно устарела. Ранее различались ремонты на КРС и ПРС (подземный ремонт скважины), поэтому бригады оснащались по-разному (более «тяжелые» подъемные агрегаты у КРС). Но сегодня сервисные компании работают прежде всего в соответствии с планами-заказами. Нередко, например, замена центробежного насоса предусматривает также обработку ПЗП.
Такие виды работ, как борьба с обводнением путем ремонтно-изоляционных работ (РИР) и восстановление нефтеотдачи с помощью обработки ПЗП, гидроразрыва пласта, вскрытия перфорацией, бурения боковых и горизонтальных стволов в скважине принципиально отличаются и друг от друга, и от очистки забоя и ствола скважины от посторонних предметов, хотя могут выполняться одновременно. Как следствие, большинство сервисных компаний относят к КРС только такие работы, при которых не требуется физическое воздействие на нефтеносный пласт – то есть ликвидацию последствий обрыва ГНО (или его замену) и восстановление разрушенной обсадной колонны (РИР), то есть в общем случае ограничение водопритока.
Количество заказов на КРС у нефтесервисных компаний в настоящее время не снижается, более того – имеет тенденцию к росту. Причина проста – кризис и снижение объемов инвестиций в геологоразведочные работы. «Фонд скважин с каждым годом стареет, объемы бурения падают, поскольку это дорогостоящая операция, – говорит Олег Староверов, начальник Управления РИР ООО «КатОбьНефть» (Нижневартовск). – Например, 90% работающих на Самотлорском месторождении скважин были зацементированы в 1980-х и начале 1990-х годов. Поэтому везде качество цемента, конечно, уже очень плохое».

Заглуши грамотно

Перед проведением ремонта рассматриваются факторы: имеется ли в распоряжении сервисной компании технология решения конкретной проблемы со скважиной? устраивает ли заказчика предполагаемый срок окупаемости? нужно ли особенно беречь окружающую среду? При этом изучается техническое состояние скважины и история ее эксплуатации. Если решение принято, специалисты ремонтной бригады проводят усеченные гидродинамические исследования (ГДИ), то есть выясняют значение пластового давления.
Параллельно с проведением ГДИ готовятся территория, коммуникации, оборудование и нужный инструмент.
По данным ГДИ подбирается раствор глушения (технологический процесс, в результате которого создается противодавление на пласт). Это наиболее ответственная операция во всем ремонте, и от того, как она будет выполнена и с помощью какого раствора, зачастую зависит успешность всех работ. Главное – не навредить продуктивному пласту и сохранить его исходные параметры.
По мнению Сергея Бедокурова, нач. отдела КРС ООО «КатОбьНефть» (Нижневартовск), «выбор жидкости глушения целиком определяется пластовым давлением. Чаще всего применяем либо техническую воду, либо солевой (NaCl или KCl) раствор плотностью 1,02 г/см³, иногда плотность больше – до 1,18 г/см³ с шагом 0,01 г/см³. Чем выше пластовое давление, тем «крепче» солевой раствор. Утяжелители используем очень редко. На Самотлоре сейчас уже надо применять «облегчители», настолько низкое там пластовое давление. При аномально низком применяем ПСЖГ (система с добавкой пенообразователя и азота для аэрации и снижения плотности жидкости, - прим. EnergyLand.info)».
Количество скважин со сверхнизким пластовым давлением, по мере истощения месторождений, в целом по России растет. При ремонте они поглощают большие объемы технологических жидкостей, что приводит к снижению фильтрационно-емкостных свойств продуктивных пласта и ограничению дебита. Помимо ПСЖГ, в таких скважинах можно применять пенящиеся составы с наполнителями на основе торфа, разработанные ОАО «СевКавНИПИнефть».



В случае высокого пластового давления могут применяться не только солевые растворы. «Одной из задач разработки обратно-эмульсионного гидрофобного состава (ОЭГС), кроме его утяжеления и снижения фильтрационных характеристик, являлось создание блокирующего агента, который бы не фильтровался в пласт, имел углеводородную основу и при этом достаточный для глушения скважин удельный вес, - рассказывает Николай Дубов, главный геолог ООО «ГеоТехСервис» (Самара). - В основе состава лежат обратная эмульсия, т.е. вода, растворенная во внешней углеводородной фазе (дизельное топливо). Получается, что скважина заглушена тяжелой жидкостью, но при этом близкой по своему роду к нефти. Удельный вес готового состава ОЭГС может варьироваться в пределах 1,09-1,25 г/см³, предусматривается не только полное заполнение скважин при щадящем глушении, но и установка блокирующих «пачек» агента в интервал перфорации с последующим заполнением оставшегося объема водными растворами солей. Поскольку агент практически не фильтруется в продуктивный пласт и обладает гидрофобными свойствами, сроки освоения скважин после КРС и вывода их в работу значительно сокращаются, отсутствует влияние на дальнейшую подготовку нефти».
Неверный подбор раствора приводит к нарушению коллекторских свойств пласта и впоследствии существенно снижает дебит – его потери могут составить до 40% от потенциальных объемов нефтедобычи. В итоге после неудачного ремонта можно месяцами ждать вывода скважины на проектный режим.
Глушение и промывка скважины от лишнего раствора проводятся с помощью насосных агрегатов, чаще всего ЦА-320, УНБ-125/32У и АН-700.

Собственно ремонт

Выбор техники для проведения КРС определяется текущей задачей, глубиной скважины (проектной нагрузкой на подъемный агрегат) и максимальным давлением на глубине.
После глушения и промывки скважины от излишков раствора на нее устанавливается подъемный (в случае особо сложной геометрии скважины - колтюбинговый) агрегат, и бригада приступает к ремонтным работам. Для спуска в забой оборудования и инструмента в России в основном применяются подъемные агрегаты грузоподъемностью 40-120 т. Наиболее распространены А-50 (г/п 50 т) и А-60/80 (г/п 60 т).
При очистке скважины от посторонних (а когда-то очень полезных) предметов используется различное оборудование: крюки, удочки, колокола, трубо- и штанголовки (т.н. ловильный инструмент для захвата и извлечения из скважины НКТ, насосов, забойных двигателей и насосных штанг), штанговые элеваторы (захват и удержание НКТ), трубные и штанговые ключи (спуско-подъемные операции с НКТ), клапаны-отсекатели, шаровые и пробковые краны (перекрытие и герметизация трубного канала), пакеры (разобщение вскрытых продуктивных пластов от затрубного пространства), превенторы (устройства для герметизации устья скважины, предотвращающие открытое фонтанирование), всевозможные фрезерные инструменты.

 Штанголовка типа ШМ (рис. ЗАО «Сиб Трейд Сервис»)

«Для спуско-подъемных операций применяем универсальный подъемный агрегат УПА 60/80 на шасси КрАЗ-65053 с условной глубиной скважин до 4000 м (НКТ 14 кг/м), а также Cardwell KB 210 (Cardwell 10), - рассказывает Сергей Бедокуров. - Ловильное оборудование закупаем у «Bowen» и ЗАО «Сиб Трейд Сервис» (Самара). У всех производителей разные стандарты, и раз уж мы начали работать с «СТС», то так и продолжаем. Если заказать комплектующие (а их постоянно надо обновлять) у другой компании, то они не подойдут».
Ремонтно-изоляционные работы на скважине делятся на несколько основных видов: ликвидация негерметичности эксплуатационной колонны; восстановление цементного камня за эксплуатационной колонной (ликвидация заколонных перетоков); отключение (изоляция) водоносного пласта; цементирование дополнительных колонн и хвостовиков; максимальное ограничение или полная ликвидация поступления воды непосредственно из пласта.
«Ограничение поступления подстилающей воды - наиболее насущная проблема, причем работы по этому профилю стоят в 20 раз дешевле, чем новое бурение, и позволяют дольше и более полно эксплуатировать скважину, - считает Айрат Алчин, директор ООО «Гирос Плюс» (Нефтекамск, Башкортостан). - Для этого нами разработана новая гелевая композиция, позволяющая решать подобную задачу – она не окисляется, не разрушается, долговечна и выдерживает депрессию до 200 атм. Кроме того, создан гель, который растворяет глину, не воздействуя на металл, породу и цементный камень».

  Подъемный агрегат А-50 на Повховском месторождении (фото ООО «КАТКонефть»).

В качестве основного оборудования для проведения РИР используются цементировочные агрегаты. Также в состав комплекса (сейчас их принято называть «флотами») входят цементовоз и установка для приготовления цементного раствора (миксер, он же блендер) - на внедорожных шасси, и емкости для смешивания компонентов.
«Двухнасосная компоновка цементировочного агрегата HT-400 (Halliburton) позволяет закачивать цементный раствор по центральным трубам, одновременно поддерживая противодавление в затрубном пространстве, - рассказывает Олег Староверов. - Также флот снабжен контрольно-измерительным оборудованием, способным собирать, регистрировать, записывать и оперативно обрабатывать получаемую из скважины информацию.
Колтюбинговую установку на цементировании применять не пытались, хотя и бывает такая возможность. Чтобы загнать пакер в хвостовик даже бокового ствола, достаточно обычного подъемного агрегата. Колтюбинг используем для промывки скважины от остатков проппанта (реагент для расклинивания трещин в нефтеносных пластах, - прим. EnergyLand.info) после гидроразрыва пласта (ГРП) – бывает, такой «козел» поднимается до самого манифольда. («козел» - остатки проппанта – прим. EnergyLand.info).
Цемент покупаем у фирмы ООО «Дюккерхофф - Сухой Лог» (Германия), марки G «DylogCem». В качестве «подушки» (чтобы цемент успел «схватиться») или для селективной изоляции пласта используются гелевые (высоко- или низкомолекулярные) растворы, которые закачиваются непосредственно перед цементным. Вся нефтехимия в нашем арсенале – зарубежная (в частности, от Chevron). Пробовали работать на отечественных компонентах, но результатов не получили – качество реагентов не соответствует заявленному в проспектах».
Различные добавки (реагенты) часто применяются совместно с цементным раствором – это замедлитель срока схватывания цементного раствора, понизитель водоотдачи, пластификатор и пеногаситель.
Если быстро устранить негерметичность обсадной колонны, которая не влияет на продуктивность скважины, то снижения дебита по окончании ремонта не будет. После спуска электроцентробежного насоса и откачивания раствора глушения скважина должна сразу выдавать продукцию в проектном объеме. Но это в идеале. «Допустим, бригада ликвидирует заколонные перетоки, - продолжает Олег Староверов. - Неизвестно, сколько они там существовали – год, два или десять лет, и насколько полон водой продуктивный горизонт. Вся работа бригады РИР строится на данных геофизики – если измерения показали наличие разрушения в обсадной колонне, наша задача его устранить, и затем той же геофизикой подтвердить факт ликвидации «заколонки». А как быстро скважина вернется на заданный уровень добычи, и сколько воды успело попасть в пласт, и когда пойдет нефть – через два дня или пять лет, то это не та проблема, которая решается бригадой РИР».
«Надолго ли сохранится проектная продуктивность после КРС, зависит от характеристик скважины, пласта, его мощности, насыщенности, давления и т.д., - считает Владислав Холод, гл. геолог ЗАО «Башвзрывтехнологии». - Словом, в каждой скважине по разному, но при должном подходе - от полугода до нескольких лет. Многое зависит от того, в каком состоянии скважина была до КРС. Если предыдущий ремонт окупился и скважина еще перспективна, то можно ремонтировать ее хоть каждый месяц».
Эффективность ремонта и срок его окупаемости определяется инвестиционным проектом, который заранее готовится заказчиком. Так, принято, что эффект от КРС по ограничению водопритока должен действовать в течение одного года.

Без глушения нельзя?
«Геологическая структура пластов не позволяет нам ремонтировать скважины без глушения, - говорит Сергей Бедокуров, - за исключением случаев сильной парафинизации, когда нет прохода ни в трубы, ни в затрубное пространство скважин. В таком случае скважина оснащается КОПС (комплект оборудования для промывки скважин, предназначенный для спуска труб под давлением и герметизации устья при размыве гидратных и парафино-гидратных отложений в насосно-компрессорных трубах неагрессивными жидкостями, - прим. EnergyLand.info) и ремонтируется без глушения».

  Snubbing Unit «Rig7» (фото Piston Well Services Inc., Канада)

Между тем за рубежом, особенно в Западной Африке (и повсеместно на морских месторождениях), широко применяется технология без глушения скважины, реализуемая т.н. установками Snubbing Unit. Применяется этот способ ремонта, когда велик риск негативного влияния раствора глушения на дебит. Snubbing Unit хорошо показали себя на пониженных забойных давлениях при постоянном притоке. Перелива флюида через НКТ при этом не происходит – этому препятствуют вставные трубные клапаны.
Технология имеет и недостатки: невысокая скорость спуско-подъемных операций, невозможность создания ударных нагрузок (необходимы при многих ловильных работах) и сравнительно малое количество «нестандартных» компоновок оборудования. Как следствие, технология показана к применению на важных скважинах с большим дебитом в случае несложного ремонта.
При ведении РИР через НКТ с применением более тонких труб превентор устанавливается непосредственно на обвязку обсадной колонны (фонтанную арматуру). Если необходим подъем ГНО, используется превентор с широким проходным отверстием, а скважина изолируется по принципу двух барьеров.
Во всем мире применяются устьевые головки, отвечающие стандарту API RP 6A (ISO10423). Отечественный ГОСТ этот стандарт не поддерживает, поэтому использовать установки Snubbing Unit, спроектированные для работы с зарубежной фонтанной арматурой, не имеет смысла. Все равно придется глушить скважину – следовательно, утрачивается главная идея этой технологии.


Олег Никитин, EnergyLand.info

Ссылки по теме:
«Цементирование скважин: рынок и технологии»

Читайте также: