Какие требования относительно мощности перекрытия цементом продуктивного газонасыщенного пласта

Обновлено: 06.05.2024

Для того чтобы эксплуатировать скважину при наибольшем дебите, необходимо установить для нее рабочий дебит, наиболее целесообразный с точки зрения технологии, техники и экономики, обеспечивающий бесперебойную, безопасную, безаварийную работу скважины. Для выбора и обоснования рабочего дебита введены понятия максимально допустимого и минимально необходимого дебитов.

Максимально допустимый дебит— это дебит, при котором скважина может эксплуатироваться без опасности разрушения пласта, обводнения, вибрации и т. д. Превышать этот дебит недопустимо, так как скважина будет обводняться, начнет разрушаться пласт, возможны аварийные ситуации. Минимально необходимый дебит — это дебит, при котором обеспечивается вынос с забоя жидкости и твердых частиц или, например, не образуются в стволе гидраты.

Рабочие дебиты заключены в пределах между максимально допустимыми и минимально необходимыми. На выбор и обоснование рабочего дебита влияет множество взаимосвязанных и взаимоисключающих факторов. Определяет дебит геологическая служба на срок от 3 до 9 мес.

Оператор обязан строго поддерживать заданный технологический режим.

Технологическим режимом эксплуатации скважины называют совокупность показателей и условий. обеспечивающих наибольший возможный рабочий дебит и нормальную работу оборудования скважины и промысловых сооружений.
Для того чтобы эксплуатировать скважину при наибольшем дебите, необходимо установить для нее рабочий дебит, наиболее целесообразный с точки зрения технологии, техники и экономики, обеспечивающий бесперебойную, безопасную, безаварийную работу скважины. Для выбора и обоснования рабочего дебита введены понятия максимально допустимого и минимально необходимого дебитов.

Оператор обязан строго поддерживать заданный технологический режим.

Характеризуют технологический режим для удобства в основном рабочим дебитом и устьевым давлением. Кроме того, используют и другие показатели режима: забойное давление, депрессию на пласт, устьевую и забойную температуру и т. д.

Заданный режим заносят в технологическую карту эксплуатации скважины, которая служит для оператора руководством к действию. При назначении технологического режима учитываются результаты исследования всех процессов, происходящих в системе «пласт—скважина».

Условия, ограничивающие дебит, условно разделены на геологические, технологические, технические и экономические.

Геологические условия могут привести к разрушению пласта в призабойной зоне и образованию языков и конусов обводнения. В рыхлых, слабосцементированных пластах при высоких скоростях газа на забое и больших депрессиях происходит разрушение пласта и вынос на забой твердых частиц.

Возникает опасность обвала кровли пласта, а выносимая порода разрушет оборудование скважины и промысловые установки. При исследованиях скважины достаточно точно определяют депрессию и дебит, выше которых происходит разрушение пласта.

Эти дебит и депрессию называют максимально допустимыми. Если дебит и депрессия превышают максимально допустимые, эксплуатировать скважину запрещается.

Если имеется подошвенная вода или скважина расположена вблизи ГВК, при определенных значительных дебитах образуются либо конус, либо языки обводнения. Как только вода начинает поступать на забой скважины, уменьшается ее дебит.

Породы пласта набухают и уменьшается проницаемость пласта, она уменьшается и за счет того, что часть сечения пор пласта занята водой. В стволе скважины накапливается столб жидкости, также препятствующий движению газа. Поэтому скважину стремятся эксплуатировать без воды на забое.

Не допускают обводнения, эксплуатируя скважину с дебитами, при которых не образуются конусы и языки обводнения. Иногда при исследованиях определяют дебит, при котором скважина обводняется, называют его максимально допустимым, а эксплуатируют скважину при более низком безводном дебите.

Однако даже кратковременное обводнение приводит к необратимому уменьшению проницаемости пласта и, следовательно, к уменьшению производительности. Поэтому допустимый безводный дебит стремятся определить расчетным путем.

Технологические условия состоят в необходимости поддерживать на устье давление, достаточное для внутрипромысловой транспортировки продукции скважины, создания определенных условий сепарации и подачи газа в газопроводы. Кроме того, стремятся регулировать давление и температуру в стволе скважины в таких пределах, чтобы не образовывались гидраты. На забое необходимо поддерживать довольно высокие скорости (2—10 м/с), чтобы обеспечить вынос из скважины жидкости и твердых частиц.

Для предотвращения «растепления» зоны вечной мерзлоты вокруг скважины необходимо регулировать дебит так, чтобы меньшее количество теплоты поступало через стенки скважины к мерзлым породам. Пропускная способность газосборных сетей также ограничивает дебит скважин.

Технические условия заключаются в опасности смятия колонн горным внешним давлением при снижении давления внутри скважины. Если превысить давление внутри труб выше их прочностных характеристик, трубы могут разорваться.

Вибрация оборудования при высоких дебитах приводит к разрушению скважины. Поэтому запрещена эксплуатация скважин при вибрации оборудования.

Эрозия и коррозия оборудования также ограничивают дебиты скважин.

Вечномерзлые породы на месторождениях Севера могут оттаивать при нагревании стенок потоком газа. Требуются такие технические мероприятия, как изоляция.

Бывает экономически целесообразно снизить дебит летом или уменьшить потери давления в скважине и использовать это давление для сепарации и подачи газа в газопровод.

Чтобы от качественных показателей перейти к количественным и иметь возможность рассчитать рабочий дебит скважины, а также запроектировать разработку месторождения, технологические режимы записывают в математической форме и дают им специальные названия.

Режим постоянной депрессии Δр=рпл—рз=const устанавливают при опасности образования конуса или языков обводнения, а также разрушения пласта.

Режим постоянного градиента давления на стенке забоя (dp/dr)r=Rc=const устанавливают для скважин, вскрывших рыхлые, неустойчивые породы, которые разрушаются при градиенте выше установленного при исследовании скважины. Нередко для удобства регулирования этот режим заменяют режимом постоянной депрессии.

Режим постоянной скорости фильтрации газа в призабойной зоне пласта ωз=const устанавливают при разрушении пласта.

Режим постоянного забойного давления рз = const устанавливают при частом пробкообразовании и засорении призабойной зоны, когда освоение скважины сопровождается движением массы рыхлой породы. Этот режим устанавливают также, чтобы на забое не выделялся из газа конденсат или в стволе не образовывались гидраты.

Режим постоянного дебита Q=const применяется чаще других, так как удобен для регулирования. Режим обеспечивает заданную добычу из месторождения при имеющемся числе действующих скважин.

Для каждой скважины дебит назначается индивидуально с учетом всех ограничивающих факторов. При этом режиме депрессия во времени увеличивается, поэтому когда она достигнет предельно допустимой, дебит скважины приходится уменьшать.

Режим постоянного давления на устье скважины py=const устанавливается для обеспечения подачи газа в газопровод или на прием ПДКС, а также для поддержания заданной температуры сепарации при дросселировании газа.

Оператор должен знать, какой технологический режим, исходя из какого ограничивающего фактора задан на каждой обслуживаемой скважине.

Проводя какие-либо работы, вынуждающие изменять режим скважины, оператор в первую очередь не должен допускать изменения именно того фактора, исходя из которого был задан режим, потому что это может повлечь опасные последствия вплоть до аварии. В то же время регулирование и изменение показателей, мало влияющих на основное ограничение, допустимо и не приведет к нарушениям эксплуатации скважин.

Например, если дебит задан из условия выноса с забоя жидкости и твердых частиц, то даже кратковременная остановка скважины может привести к образованию на забое песчаной пробки или столба жидкости, которые в дальнейшем приведут к снижению дебита скважины. При других ограничивающих факторах остановка скважины не опасна. Если максимально возможный дебит ограничен опасностью конусообразования, то, превысив его, оператор может обводнить скважину; резко уменьшится ее продуктивность и после снижения дебита и т. д.

СОГЛАСОВАН c Государственным комитетом по надзору за безопасным ведением работ в промышленности и горному надзору при Совете Министров СССР 10.01.1985 г.

УТВЕРЖДЕН Министерством газовой промышленности, Первым заместителем Министра газовой промышленности 26.02.1985 г.

ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ распоряжением Министерства газовой промышленности от 26 февраля 1985 г. № РМ-63 с 1 апреля 1985 г.

Настоящие специальные технические требования составлены с учетом выявленных особенностей строительства и эксплуатации скважин на действующих подземных хранилищах газа (ПХГ) и предназначены для разработки проектно-сметной документации, а также дополнительных нормативных документов на строительство скважин для ПХГ.

ПХГ создаются в истощенных газовых и нефтяных залежах, водоносных горизонтах, соляных кавернах и др.

Специальные технические требования разработаны во исполнение приказа Мингазпрома № 132 от 21 июля 1981 г. и с учетом особенностей условий работы скважин на ПХГ.

1. ОСОБЕННОСТИ СТРОИТЕЛЬСТВА И ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН НА ПХГ

Строительство скважин на подземных хранилищах газа должно осуществляться в соответствии с регламентирующими требованиями основных действующих нормативных материалов, утвержденных Миннефтепромом, Мингазпромом и Мингео СССР и настоящим руководящим нормативным документом.

1.1. Основные геолого-промысловые и технологические особенности действующих в настоящее время ПХГ:

глубина залегания пласта-коллектора до 2000 м, в отдельных случаях возможно создание хранилищ на глубине до 4000 м;

начальные коэффициенты аномальности пластовых давлений от 0,2 до 1,2;

коэффициент аномальности максимальных давлений в хранилищах следует определять в зависимости от геологических условий структуры ПХГ;

устьевые температуры при отборе и закачке газа колеблются в пределах 4-75°С;

дебиты скважин изменяются от 20 до 1500 тыс.м /сут.;

устьевые давления при отборе и закачке газа колеблются в пределах от 1,5-2,0 до 18,0 МПа;

строительство скважин проводится в различных геологических условиях, в том числе при наличии в разрезе зон с осложнениями (поглощениями, газопроявлениями, коррозионно-опасными зонами и др.) и питьевых водоносных горизонтов;

практика эксплуатации ПХГ показала, что возможен вынос песка даже при наличии устойчивых пластов-коллекторов;

терригенные пласты-коллекторы склонны к разрушению даже при незначительных депрессиях;

строительство скважин обычно проводится вблизи застроенной территории при небольших расстояниях между скважинами;

конструкция скважин должна обеспечивать пакерную схему эксплуатации;

на ряде объектов предусматривается ввод в скважину ингибиторов гидратообразования и коррозии;

современное состояние методов борьбы с гидратообразованием, солеобразованием, разрушением пласта и фильтра, износом НКТ и устьевого оборудования определяет необходимость периодического проведения капитальных ремонтов скважин.

1.2. Особые, отличные от стандартных, повышенные требования к строительству скважин на ПХГ следует объяснить необходимостью:

1.2.1. Обеспечения долголетней службы скважины в связи с продолжительной эксплуатацией ПХГ, значительно превышающей обычные сроки разработки газовых залежей.

1.2.2. Принятия дополнительных мер безопасности по предупреждению неконтролируемого выхода газа из скважин на дневную поверхность, загрязнения подземных источников водоснабжения и воздушного бассейна в связи с расположением объектов ПХГ обычно вблизи крупных городов и густонаселенных районов.

1.2.3. Учета многократных и значительных изменений давления и температуры в стволе и призабойной зоне скважин в зависимости от режимов эксплуатации, сезонного чередования закачки и отбора газа, а также изменения технологических параметров работы скважины.

1.2.4. Обеспечение сохранения естественной проницаемости пород в призабойной зоне скважин при вскрытии пласта, освоении скважин в условиях изменений (резких) пластового давления в течение годового цикла работы ПХГ.

2. ТРЕБОВАНИЯ К КОНСТРУКЦИИ СКВАЖИН

2.1. Конструкция скважин должна быть спроектирована так, чтобы диаметр эксплуатационной колонны обеспечил возможность выполнения в ней следующих операций:

эксплуатацию скважин через лифтовые трубы по пакерной схеме;

проведение необходимого комплекса промыслово-геофизических и исследовательских работ;

проведение работ по интенсификации притока газа из продуктивного пласта;

периодических профилактических и ремонтных работ по очистке забоя или фильтра скважины, извлечения фильтра различными методами, удаление песка из затрубного пространства;

смену лифтовых труб, установку клапанов, пакеров и погружных КИП.

2.2. При бурении до вскрытия продуктивных горизонтов должен предусматриваться спуск промежуточной колонны, чтобы обеспечить:

предотвращение гидроразрыва пород максимальным давлением, образующимся в стволе скважины при закрытии превентора;

предотвращение образования межпластовых перетоков;

оптимальные условия вскрытия продуктивного пласта.

2.3. Конструкция скважин должна обеспечивать возможность оборудования лифтовыми трубами по пакерной схеме, включающей следующие элементы (снизу вверх):

эксплуатационный пакер с посадочным ниппелем ниже пакера для глухой пробки;

узел присоединения и отсоединения лифтовых труб;

клапан подачи ингибитора (при необходимости);

2.4. Резьбовые соединения обсадных и насосно-компрессорных труб должны обеспечить газогерметичность при эксплуатации ПХГ на проектных режимах.

Для обеспечения герметичности эксплуатационной колонны применять обсадные трубы с высокогерметичными соединениями (типа ОТТГ1 и др.), а также специальные средства герметизации других типов резьб.

2.5. Структурные скважины на создаваемых ПХГ после выполнения своих задач ликвидируются путем заливки цементным раствором до устья.

2.6. Ранее пробуренные, а также наблюдательные и пьезометрические скважины, находящиеся в пределах площади ПХГ, должны быть исследованы с целью выявления перетоков газа. При наличии перетоков скважины подлежат ремонту или ликвидации.

2.7. С целью контроля за перетоками газа предусматривать бурение контрольных скважин на основные проницаемые горизонты над газонасыщенным.

3. ТРЕБОВАНИЯ К ТЕХНОЛОГИИ БУРЕНИЯ И ВСКРЫТИЯ ПЛАСТА

3.1. Независимо от характера продуктивного пласта, в котором запланировано создать ПХГ (истощенная газовая залежь, водоносный пласт, специально создаваемая подземная емкость), основным и общим требованием к способу вскрытия пласта и заканчиванию скважин является обеспечение условий для устойчивой закачки и отбора из скважины максимально возможного количества газа без выноса в скважину продуктов разрушения пласта.

3.2. Вскрытие пласта-коллектора и заканчивание скважины должно производиться на промывочной жидкости, минимально снижающей проницаемость призабойной зоны. При этом тип промывочной жидкости выбирается в зависимости от текущего пластового давления и минералогического состава продуктивного пласта.

4. ТРЕБОВАНИЯ К КРЕПЛЕНИЮ СКВАЖИН

4.1. Технология крепления обсадных колонн должна обеспечить:

надежное разобщение горизонтов разреза;

подъем тампонажного раствора до устья;

равномерное распределение цементного камня за обсадной колонной;

наиболее полное замещение промывочной жидкости тампонажным раствором.

4.2. Для выполнения перечисленных требований: расчет промежуточных и эксплуатационных колонн вести на максимальное внутреннее давление, существующее при закачке газа, и эксплуатационных колонн - на сминающее давление при условии полного опорожнения скважины, применять обязательную технологическую оснастку обсадных колонн как эксплуатационных, так и промежуточных (центраторы, скребки, турбулизаторы), а также заколонные пакеры.

4.3. Время ОЗЦ для каждого ПХГ определяется в зависимости от конкретных геолого-технических условий и свойств применяемого тампонажного материала по достижении цементным камнем необходимой прочности в условиях средней температуры по всему интервалу цементирования.

4.4. Опрессовку эксплуатационных колонн производить совместно с фонтанной арматурой газом (сжатым воздухом) на давление, превышающее на 10% максимальное давление закачки, согласно инструкции по испытанию скважин на герметичность.

4.5. Тампонажный цемент для крепления эксплуатационных колонн должен быть расширяющимся или безусадочным.

4.6. Обеспечить контроль за качеством проведения технологических операций по креплению скважин с использованием специального оборудования (типа СКЦ и др.).

4.7. С целью обеспечения надежного контакта цементного камня с обсадной колонной при наличии обратного клапана в эксплуатационной колонне после окончания цементирования и получения сигнала "стоп" давление на устье необходимо снизить до нуля.

4.8. Состояние контактов цементного кольца за эксплуатационной колонной необходимо контролировать с помощью акустических или других методов, оформляя результаты контроля соответствующими документами.

5. ТРЕБОВАНИЯ К ОБОРУДОВАНИЮ УСТЬЯ СКВАЖИН

5.1. Оборудование устья скважины должно обеспечивать повторный монтаж-демонтаж при проведении всех технологических операций и ремонтных работ, а также контроль за состоянием межколонного пространства.

5.2. Необходимо предусматривать мероприятия по коррозионной защите устьевого оборудования.

6. ТРЕБОВАНИЯ К КОНСТРУКЦИИ ЗАБОЯ СКВАЖИН

6.1. Проектировать конструкцию забоя скважины следует в зависимости от типа пласта-коллектора с последующим выбором необходимых типов фильтра, забойного оборудования и методов его создания.

6.2. В пластах, сложенных рыхлыми или слабосцементированными породами, а также относительно прочными породами, которые могут разрушаться в процессе циклической эксплуатации ПХГ, при заканчивании скважины необходимо предусматривать сооружение средств, исключающих вынос породы на поверхность.

При этом необходимо использовать средства защиты от выноса породы, а также конструкцию забоя скважины, которые в наименьшей степени снижают естественную продуктивность и приемистость скважины.

6.3. При наличии рыхлых и слабосцементированных коллекторов, склонных к пескопроявлениям, необходимо применять фильтры или другие мероприятия, предупреждающие вынос породы.

6.4. Оборудование скважин при использовании новых конструкций фильтров следует осуществлять в соответствии с требованиями ГОСТ 15001-73.

6.5. Конструкция фильтров должна предусматривать возможность их замены или ремонта.

6.6. Рабочие жидкости, применяемые при ремонтных работах в скважине, должны предотвращать появление неустраняемой кольматации пласта и фильтра и обеспечить возможность восстановления проницаемости призабойной зоны пласта вторичными методами.

Падение цен на нефть негативно сказывается на развитии российского рынка сервисных услуг. По прогнозам, нефтесервисные компании ждет уменьшение спроса на бурение и сопутствующие работы, в числе которых - цементирование скважин.

При этом основные задачи, решаемые разработчиками новых технологий и материалов тампонажа, остаются прежними: прочность контакта цементного камня с обсадной колонной и стенками скважины, повышение качества разобщения пласта, сохранение его коллекторских свойств; исключение заколонных межпластовых перетоков.

Тревожные прогнозы

Докризисные темпы роста добычи и высокая рыночная конъюнктура «черного золота» еще совсем недавно сулили отечественному нефтесервису блестящее будущее. По данным аналитического агентства Douglas-Westwood, объем нефтесервисного рынка России в 2006 году составил $11,4 млрд. с тенденцией роста к 2011 году почти в 2 раза - до $22 млрд.

Резко изменившаяся в 2008 году экономическая ситуация и в России, и в мире, по всей видимости, сильно подкорректирует этот оптимистический прогноз. В России действует около 200 нефтесервисных компаний, которые условно можно разделить на три категории: аффилированные с нефтегазовыми компаниями, крупные сервисные компании, средние и малые сервисные компании.

«Сейчас мы не работаем с сервисными компаниями, так как месторождение небольшое и все объемы бурения уже выработаны», - рассказывает Иршат Ишмуратов, главный инженер ОАО «Негуснефть». - Ранее, предпочтение отдавалось подрядчику, предлагающему бурение и сопутствующие услуги «под ключ". Мы заключали договор с буровой компанией, а она уже находила субподрядчика на тампонажные работы. При этом критерием была не только цена, но и качество работ. В договор подряда изначально закладывались параметры скважины после бурения и цементирования».

По мнению Евгения Демидова, директора по финансово-управленческому консультированию ЗАО «CiG Business Consulting», сложнее всего в нынешней ситуации придется мелким сервисным компаниям. Они переживают резкое сокращение объемов работ, вынуждены держать низкие цены на услуги, качество которых гарантировать все сложнее. Им становится труднее конкурировать с крупными компаниями, которые могут значительно снижать цену при сохранении качества. Все это существенно увеличивает вероятность ухода мелких компаний с рынка.

Достаточно стабильным останется положение компаний, аффилированных с крупными нефтедобывающими корпорациями, а также международных нефтесервисных компаний, которые будут стремиться расширить свою долю на российском рынке.

«Еще 3-5 лет назад на рынке практически не было независимых отечественных сервисных компаний, - говорит Александр Сизов, вице-президент по корпоративному развитию компании " ПетроАльянс". - Но затем нефтяные компании, по примеру западных, стали выделять " непрофильные" предприятия из своего состава. Сервис в нефтяной промышленности включает в себя, помимо геофизических работ, бурение и цементирование скважин, подготовку буровых растворов, геолого-технический контроль, испытания и капитальный ремонт скважин и т.д. Западные сервисные компании стремятся на российский рынок, особенно Halliburton, Schlumberger и BJ Services».

Но изменения коснутся не только отдельных компаний, но и отдельных видов сервисных услуг. Некоторые, такие, например, как капитальный ремонт скважин (КРС), будут востребованы почти также, как и в докризисные времена (необходимость поддержания фонда скважин). КРС может стать одной из важнейших услуг, обеспечивающих выживание нефтесервисных компаний в новых условиях. А вот объемы бурения и сопутствующих работ, таких, например, как тампонаж, будут сокращаться.

Более подробный прогноз сценариев развития отдельных видов нефтесервисных услуг см. Таблица 2. Сценарии развития рынка нефтесервисных услуг по сегментам.

Что же представляют из себя современные материалы, оборудование и технологии цементирования скважин?

Материалы

Напряженность контакта цементного камня (смеси класса G по стандарту API 10А) со стенками скважины и обсадной колонной в значительной мере снижается при усадке твердеющего цементного кольца, разнообразных деформациях горных пород и обсадных труб и при наличии фильтрационной корки на стенках скважины. Твердеющий цементный камень отсасывает воду из контактирующей с ней фильтрационной корки (эффект контракции). При этом в обезвоженной корке образуется сеть каналов, по которым в первую очередь происходят межпластовые перетоки. Бороться с этими проблемами помогают новые материалы.

Украинское ЗАО «НИИКБ бурового инструмента» разработало тампонажный материал, допускающий применение в диапазоне температур 20-120 °С. Он обеспечивает расширение раствора до 20%. В 2-3 раза повышается прочность контакта цементного камня с обсадной колонной и стенками скважины, снижается его газопроницаемость.

В глубоких зонах и горизонтальных скважинах продуктивно применение высокосульфатостойкого тампонажного цемента марки «ДюлогЦем» ООО «Дюккерхофф-Сухой Лог», требующего меньшего количества воды затворения. Его раствор быстро твердеет и обладает высокой седиментационной устойчивостью.

Расширяющаяся добавка НРВ (аналог известковой смеси СИГБ) производства ООО «Изон», содержащая 65 - 95% оксида кальция, в значительной степени решает проблему межпластовых перетоков. Применение добавки для цементирования интервалов залегания продуктивных и водоносных пластов позволяет получить безводную продукцию даже в скважинах с перепадами давлений между пластами 30 - 50 кг/смІ.

АФП - безобжиговое бесклинкерное вяжущее (расширяющаяся добавка), вводится в цемент в количестве 0,1-0,2%. За двое суток твердения при обычных температурах цементный камень на основе АФП набирает 65-78% своей месячной прочности.

По словам Дмитрия Карасева, начальника управления проектирования и строительства скважин ООО «ПермНИПИнефть» (базовый институт нефтяной компании «Лукойл»), одна из мировых тенденций тампонажа - применение облегченного цемента с микросферами. Подобная технология, разработанная «ПермНИПИнефть», позволяет:
- уменьшить временные и материальные затраты при креплении глубоких скважин за счет использования одноступенчатого способа цементирования взамен двухступенчатого;
- обеспечить подъем цементного раствора до устья в условиях низких давлений гидроразрыва пластов;
- снизить вероятность недоподъема цементного раствора из-за наличия зон поглощений интенсивностью до 0,5 м 3 /МПаЧч за счет снижения гидростатической составляющей и кольматирующего эффекта облегченных цементов (наличия в составе разноразмерных микросфер);
- улучшить качество сцепления цементного камня с колонной и породой за счет безусадочности цементного камня и его адгезионных свойств;
- обеспечить подъем цемента за колонной при цементировании в одну ступень для скважин глубиной до 4000 м.

Одна из разработок компании Shlumberger - усовершенствованный волокнистым наполнителем цемент CemNET. Добавка создает сетку в зоне поглощения, позволяя восстанавливать циркуляцию. В результате улучшается выход тампонажного раствора на устье скважины. По информации официального сайта Shlumberger, при использовании добавки CemNET снижение расхода закачиваемого цемента может достигать 50%.

Разработчики материалов и технологий тампонажа признаются, что выбор добавок и способов закачки раствора во многом обусловлен особенностями геологического строения месторождения. Условия нефтяных скважин Пермского края, Западной и Восточной Сибири, Сахалина, других российских районов добычи - существенно отличаются друг от друга. Так, технология облегченного цемента с микросферами «ПермНИПИнефть» в большей степени адаптирована к месторождениям Западного Урала, и, напротив, добавка CemNET, как свидетельствует официальный сайт Shlumberger, применяется только на месторождениях Восточной Сибири и Сахалина.

Поэтому одно из главных конкурентных преимуществ компании, предлагающей услуги тампонажа, не наличие в арсенале универсальных технологий и добавок - их попросту нет, а способность выработать оптимальный (качество, цена, сроки) технологический подход к цементированию в условиях конкретного месторождения.

Цементировочное оборудование

Монтажной базой для размещения цементировочного оборудования служит автошасси, при этом двигатель автомобиля используется в качестве привода насоса высокого давления. В основном тампонажниками эксплуатируются российская спецтехника, в гораздо меньшей степени зарубежная - например, цементировочные агрегаты компаний Halliburton и Aker-Maritime.

«Наш агрегат СИН35 используется не только для закачки цементировочного раствора, но также для опрессовки и промывочно-продавочных работ на скважинах, - рассказывает заместитель главного конструктора ОАО " Синергия" Виктор Чижов. - Он состоит из следующих основных узлов: водоподающий блок (ВПБ) в составе дизеля Д120 и центробежного насоса ЦНС-154; насос высокого давления СИН32; емкость для воды 6 мі (двухсекционная); манифольд (трубная обвязка) с системой кранов и шиберных заслонок, включающих приемную и напорную линии. Для агрегатов с рабочим давлением до 32 МПа устанавливается также гаситель пульсаций. Развиваемое агрегатом давление - 50 МПа. В линейке нашей продукции также универсальный цементировочный комплекс СИН35.10, включающий в себя системы приготовления, дозирования, смешения компонентов цементного раствора и его закачки в скважину». (рис. 1).

Рис. 1. Универсальный цементировочный комплекс СИН35.10.

Директор НТЦ компании «Ранко» Сергей Дегтяренко:
«Для проведения ремонтно-изоляционных работ нами создана наукоемкая мобильная установка приготовления цементного раствора типа УПЦР-6/6, обеспечивающая транспортировку 6 т сухого цемента с возможностью пневматической выгрузки цемента из бункера, а также эффективное приготовление раствора гидроприводными перемешивающими устройствами в двух мерных емкостях объемом 3 мі. Установка оснащена водоподающим самовсасывающим насосом для подачи в мерные баки жидкости затворения и гидравлическими аутригерами для разгрузки шасси. Первый образец установки уже более четырех лет эксплуатируется в Западной Сибири предприятием " Черногорнефтеотдача" (г. Нижневартовск) и заслужил высокие отзывы заказчика».

Технологии тампонажа

При всем многообразии технологий тампонажа есть два основных способа цементирования: прямой и обратный. На их основе разработано огромное количество конкретных методик и технологий. На выбор влияет специфика геологического строения месторождения, а также свойства тампонажных материалов. Не последнюю роль играют трудоемкость и временные затраты.

Методика ступенчатого цементирования наклонно-направленных скважин (с малой высотой подъема тампонажной смеси на первой ступени) помимо резкого уменьшения репрессии на пласт, позволяет обработать буферной жидкостью каждую зону продуктивного пласта и закачивать в нее только необходимую тампонажную смесь. Специально для ступенчатого цементирования разработана проходная универсальная цементировочная муфта клапанного типа МЦП (модели 140С2, 146С2 и 168С2 разных размеров), поэтому разбуривать в эксплуатационной колонне цементировочные пробки и сформированный между ними цементный мост не требуется.

Селективно-манжетное цементирование создает обводной кольцевой канал в зоне продуктивного пласта, чем исключается контакт пласта с тампонажным раствором. Делится на 3 стадии: разобщение пласта от нижележащих пластов-коллекторов; разобщение пласта от вышерасположенною заколонного пространства пакером; манжетное цементирование скважины над пластом с использованием проходной цементировочной муфты типа МЦП и заколонного проходного гидравлического пакера типа ППГУ. Извлечение цементировочных пробок после установки скважинного фильтра проходит без разбуривания, под упорным воздействием спускаемых в скважину насосно-компрессорных труб.

Казахстанская компания Oil Technology Overseas разработала технологию бурения и вскрытия нефтегазовых пластов с применением собственного гидроакустического генератора «Вихрь-1» (для оптимизации работы бурового долота с одновременной кольматацией стенок скважины). «Вихрь-1» создает на забое гидроакустическое поле с частотой волн 1-16 кГц амплитудой 1,5-1,6 МПа, интенсивностью излучения 0,05-18 Вт/смІ, что позволяет кольматировать стенки скважины и избежать проникновения биофильтрата бурового раствора в продуктивный пласт. Возможна одновременная гидроакустическая обработка (частота 1-20 кГц, амплитуда до 10 МПа) цементного раствора, улучшающая его реологические свойства.

ОАО «Российская инновационная топливно-энергетическая компания» внедряет инструмент селективного заканчивания скважины ИСЗС. Оборудование позволяет изолировать каждый пласт от контакта с цементным раствором во время цементирования скважины и избежать взаимных перетоков. Изоляция продуктивных пластов от водяных достигается установкой на каждом продуктивном пласте сверху и снизу двух наливных пакеров, снабженных байпасными проходами для движения цементного раствора мимо пласта.

Признанный лидер в области изоляции продуктивных пластов, компания Halliburton, предлагает системы цементирования «Deep Water Flo-Stop», «ZoneSeal» и «DrillAhead Process», а также относительно новую технологию WellLifeSM Service, предназначенную для долгосрочной изоляции продуктивных зон в сложных условиях, встречающихся в наклонно-направленных, горизонтальных и др. скважинах. Из оборудования предлагаются, например, цементировочные пробки High Wiping Efficiency (HWE). Кстати, цементирование скважин ведет историю с 1924 г., когда Эрл П. Хэллибёртон представил струйную мешалку JET Mixer.

Контроль процесса цементирования скважины

Процесс цементирования скважины контролируется особой станцией - комплексом технических и программно-аппаратных средств.

Рис. 2. Аппаратура контроля цементирования «Мега-Тампонаж».

Отслеживаются параметры: давление в подающей линии; плотность, температура и расход закачиваемой жидкости; объем жидкости по циклам закачки и ее суммарный объем. В техническую часть входят (минимально): преобразователь расхода; термоманометр; плотномер; контроллер сбора данных; инструмент для монтажных работ. Программно-аппаратная часть состоит из бортового компьютера, обеспечивающего прием и обработку информации, и плоттера (либо принтера). Программное обеспечение дает представление результатов измерений и обработки в удобной графической форме на экране монитора; накапливает и хранит первичную информацию в реальном времени; формирует отчетные документы о процессе цементирования.

РИР: конкуренция усиливается

Неблагоприятная экономическая ситуация может скорректировать инвестиционные планы нефтедобывающих компаний по освоению новых месторождений. Как уже говорилось, это приведет к уменьшению спроса на работы по цементированию скважин.

С другой стороны, некоторые виды сервисных услуг, такие как капитальный ремонт, ремонтно-изоляционные работы, будут по-прежнему востребованы - конкурентная борьба за низкобюджетные сегменты усилится. От сервисных компаний ситуация потребует не только ценовой, но и технологической гибкости. Актуален универсальный подход, то есть способность предложить технологию, оптимальную для конкретных условий действующего месторождения. В сервисной практике немало случаев, когда типовые технологии РИР, предлагаемые сервисными компаниями, не в состоянии обеспечить скважине требуемые параметры.

Несколько лет назад РИР по ликвидации газоперетоков на скважинах Северо-Комсомольского месторождения традиционными технологиями, включающими закачку фильтрующихся тампонажных составов различного состава с заключительным цементированием, выполненные специалистами ООО «Global Resource» и ОАО «Oil Technology Overseas», не принесли положительного результата.

Основные особенности адаптированной технологии:

1. Многоэтапная закачка фильтрующихся составов при ликвидации заколонных перетоков.
2. При закачке оторочки воды в газонасыщенный интервал необходимо предусмотреть:
- предварительную гидрофобизацию и крепление призабойной зоны газонасыщенного интервала;
- загущение первых 100-200 м 3 буферной воды закачиваемой в газонасыщенный пласт;
- между порциями воды 30-50 м 3 закачивать 5-10 м 3 раствора гидрофобизатора;
- предварительная закачка гидрофобизаторов перед созданием изоляционного экрана.
3. Проведение предварительных работ по креплению призабойной зоны нефтенасыщенного интервала с предварительной намывкой пропанта в образовавшиеся каверны.
4. Обязательное применение пакерующих устройств при проведении кислотных обработок и закачке изоляционных составов через спецотверстия.
5. Применение изолирующих составов на неводной основе для уменьшения размыва пластов.
6. Реализация технологии создания изоляционных экранов в источниках водо- газоперетоков, в т.ч. сложных экранов через 2-3 интервала спецперфорации.
7. Привлечение средств математического моделирования при проектировании технологии РИР.
8. Устанавливать изоляционные экраны до освоения скважины, как в водонасыщенной, так и в газонысыщенной зонах, через спецотверстия до перфорации основного нефтенасыщенного пласта.

Меняющаяся рыночная конъюнктура требуют от сервисных компаний инновационных подходов, дальнейшего совершенствования технологий и материалов цементирования скважин, ремонтно-изоляционных работ. Особую напряженность нефтесервисному рынку создает резкое снижение доходности нефтедобывающих компаний, за которым следует падение спроса на бурильные и тампонажные работы при параллельном усилении конкурентной борьбы в малобюджетных сегментах, связанных с капитальным ремонтом скважин. В такой ситуации одним из важнейших конкурентных преимуществ, кроме цены, становится способность к быстрой и эффективной модернизации стандартных технологий; ставка на подходы, гарантирующие качество сервисных работ в любых геологических и климатических условиях.

ОБУСТРОЙСТВО НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Требования пожарной безопасности

Arrangement oil and gas fields. Fire safety requirements

Дата введения 2015-07-01

Применение настоящего свода правил обеспечивает соблюдение требований пожарной безопасности к объектам обустройства нефтяных и газовых месторождений, установленных Федеральным законом от 22 июля 2008 г. N 123-ФЗ "Технический регламент о требованиях пожарной безопасности".

Сведения о своде правил

1 РАЗРАБОТАН И ВНЕСЕН Федеральным государственным бюджетным учреждением "Всероссийский ордена "Знак Почета" научно-исследовательский институт противопожарной обороны МЧС России" (ФГБУ ВНИИПО МЧС России)

4 ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ

1 Область применения

1.1 Настоящий свод правил применяется при проектировании и строительстве вновь строящихся и реконструируемых объектов обустройства нефтяных и газовых месторождений и содержит специфические для данных объектов защиты требования пожарной безопасности.

К объектам обустройства нефтяных и газовых месторождений относятся наземные объекты технологического комплекса добычи, сбора, транспорта и подготовки нефти и газа, идентифицируемые в соответствии со следующим перечнем:

- одиночная добывающая скважина;

- участок комплексной подготовки нефти, а также технологически связанные с ним объекты: цех по подготовке и перекачке нефти, установка подготовки нефти, центральный пункт сбора, комплексный сборный пункт, дожимная насосная станция, дожимная насосная станция с установкой предварительного сброса воды и т.п.;

- участок закачки рабочего агента для поддержания пластового давления, в том числе кустовая насосная станция;

- участок, установка комплексной или предварительной подготовки газа и конденсата, а также технологически связанные с ними объекты: дожимная компрессорная станция, установка диэтанизации конденсата и т.п.;

- промысловый трубопровод транспорта нефти, газа и конденсата от площадок до врезок в магистральные трубопроводы (или до других площадок подготовки);

- вспомогательные объекты, технологически связанные с перечисленными выше: замерные установки, растворные узлы, нефтешламонакопители, объекты систем пожаротушения, водоснабжения и водоотведения и другие технологические сооружения, необходимые для функционирования объектов обустройства.

1.2 При проектировании объектов обустройства нефтяных и газовых месторождений наряду с положениями настоящего свода правил следует руководствоваться другими нормативными документами по пожарной безопасности.

1.3 Настоящий свод правил не распространяется на объекты обустройства нефтяных и газовых месторождений, расположенных на континентальном шельфе.

2 Нормативные ссылки

В настоящем своде правил использованы нормативные ссылки на следующие стандарты и своды правил:

ГОСТ 12.1.004-91 Система стандартов безопасности труда. Пожарная безопасность. Общие требования

ГОСТ Р 12.3.047-2012 Система стандартов безопасности труда. Пожарная безопасность технологических процессов. Общие требования. Методы контроля

СП 3.13130.2009 Системы противопожарной защиты. Система оповещения и управления эвакуацией людей при пожаре. Требования пожарной безопасности

СП 4.13130.2013 Системы противопожарной защиты. Ограничение распространения пожара на объектах защиты. Требования к объемно-планировочным и конструктивным решениям

СП 5.13130.2009 Системы противопожарной защиты. Установки пожарной сигнализации и пожаротушения автоматические. Нормы и правила проектирования

СП 8.13130.2009 Системы противопожарной защиты. Источники наружного противопожарного водоснабжения. Требования пожарной безопасности

СП 10.13130.2009 Системы противопожарной защиты. Внутренний противопожарный водопровод. Требования пожарной безопасности

СП 12.13130.2009 Определение категорий помещений, зданий и наружных установок по взрывопожарной и пожарной опасности

СП 14.13330.2014 Строительство в сейсмических районах

Примечание - При пользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действие ссылочных стандартов и сводов правил в информационной системе общего пользования - на официальном сайте национального органа Российской Федерации по стандартизации в сети Интернет или по ежегодно издаваемому информационному указателю "Национальные стандарты", который опубликован по состоянию на 1 января текущего года, и по выпускам ежемесячно издаваемого информационного указателя "Национальные стандарты" за текущий год. Если заменен ссылочный документ, на который дана недатированная ссылка, то рекомендуется использовать действующую версию этого документа с учетом всех внесенных в данную версию изменений. Если заменен ссылочный документ, на который дана датированная ссылка, то рекомендуется использовать версию этого документа с указанным выше годом утверждения (принятия). Если после утверждения настоящего стандарта в ссылочный документ, на который дана датированная ссылка, внесено изменение, затрагивающее положение, на которое дана ссылка, то это положение рекомендуется применять без учета данного изменения. Если ссылочный документ отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, рекомендуется применять в части, не затрагивающей эту ссылку.

3 Термины и определения

В настоящем своде правил применены следующие термины и определения:

3.1 газовый фактор: Объем газа, растворенного во флюиде (нефть + вода), отнесенный к единице объема добываемой нефти при нормальных условиях.

3.2 дебит скважины: Объем жидкости или газа, поступающих из скважины в единицу времени.

3.3 коэффициент аномальности пластового давления: Отношение давления в пласте, вскрытом скважиной на некоторой глубине, к условному гидростатическому давлению.

3.4 куст скважин: Специальная площадка естественного или искусственного участка территории месторождения с расположенными на ней устьями скважин, а также технологическим оборудованием и эксплуатационными сооружениями, инженерными коммуникациями, оборудованием для подземного ремонта скважин, бытовыми и служебными помещениями и т.п.

3.5 кустовая насосная станция: Объект, предназначенный для закачки воды в блоки водораспределительной гребенки и нагнетательные скважины.

3.6 оборудование скважины: Части конструкции скважины, обеспечивающие отбор продукции (закачку) в надлежащем режиме, проведение всех технологических операций в процессе эксплуатации и предотвращающие возникновение открытых фонтанов и загрязнение окружающей среды.

3.7 объект: Совокупность зданий, сооружений, технологических установок, оборудования, агрегатов, связанных технологическими потоками и размещаемых на определенной площадке.

3.8 свободный дебит куста скважин: Суммарный объем жидкости или газа, поступающих из всех скважин на территории куста скважин в единицу времени, при отключенных насосах.

3.9 технологическая система: Совокупность связанных технологическими потоками и действующих как одно целое агрегатов, оборудования или сооружений, в которых осуществляются технологические операции в определенной последовательности.

3.10 технологический объект: Часть технологической системы, содержащая объединенную территориально и связанную технологическими потоками группу агрегатов, оборудования или сооружений.

3.11 технологический процесс: Совокупность одновременно или последовательно осуществляемых трудовых процессов и операций, находящихся во взаимной организационной и технологической зависимости, обеспечивающих создание конечных элементов продукции или нормальное функционирование эксплуатируемых сооружений и оборудования.

3.12 технологическая установка: Производственный комплекс зданий, сооружений и оборудования, размещенных на отдельной площадке, предназначенный для проведения технологического процесса.

3.13 эксплуатация скважин насосными установками: Механизированный способ добычи с помощью спускаемых в скважину насосов: электроцентробежных, штанговых глубинных с приводом от станка-качалки, электродиафрагменных и др.

4 Обозначения и сокращения

В настоящем своде правил используются следующие обозначения и сокращения:

Полагают, что нефтенасыщенные и газонасыщенные пласты первоначально были полностью насыщены водой. При образовании залежей нефть и газ вследствие их меньшей плотности мигрировали в повышенные части пластов, вытесняя оттуда воду.

Однако вода из пустотного пространства вытеснялась не полностью, вследствие чего нефтега-зонасыщенные пласты содержат некоторое количество воды, называемой остаточной. Относительное содержание этой воды в пустотном пространстве тем больше, чем меньше размер пустот и проницаемость коллектора.

Остаточная вода содержится в залежах в виде молекулярно-связанной пленки на стенах пор, каверн, трещин, в изолированных пустотах и в капиллярно-связанном состоянии в непроточной части пустот. Для нефтегазопромысловой геологии интерес представляет остаточная вода, содержащаяся в открытом пустотном пространстве.

Определение коэффициентов нефтегазоводонасыщенности занимает большое место в промысловой геологии.

Коэффициентом нефтенасыщенности Кн (газонасыщенности Кг) называется отношение объема нефти (газа), содержащейся в открытом пустотном пространстве, к суммарному объему пустотного пространства.

Коэффициентом водонасыщенности Кв коллектора, содержащего нефть или газ, называется отношение объема остаточной воды, содержащейся в открытом пустотном пространстве, к суммарному объему открытых пустот.

Иногда Кн, Кг, Кк выражают в процентах от объема открытого пустотного пространства.

Указанные коэффициенты связаны следующими соотношениями:

для нефтенасыщенного коллектора Кн + Кв = 1; (10)

для газонасыщенного коллектора Кг
+ Кв = 1; (11)

для газонасыщенного коллектора, содержащего кроме остаточной воды еще и остаточную нефть Кг + Кн
+ Кв = 1 (12)

Количество остаточной воды может быть определено способами экстрагирования образцов в приборе Дина и Старка или в приборах С.Л. Закса. В обоих случаях взвешенный образец помещают в емкость, где он обрабатывается кипящим растворителем нефти.

При кипении вода испаряется вместе с растворителем, попадая в холодильник, где и конденсируется. Так как вода тяжелее применяемых углеводородных растворителей, то она накапливается в нижней части градуированной ловушки.

Быстро и просто количество связанной воды определяется методом центрифугирования. Образец, полностью насыщенный водой, помещают в центрифугу, в которой под действием центробежных сил вода выбрасывается в градуированную ловушку.

Вытеснению воды из породы препятствуют капиллярные силы. Поэтому по мере увеличения частоты вращения ротора центрифуги вода вытесняется сначала из более крупных пустот, в которых силы слабее, а затем из все более и более мелких.

По геофизическим данным коэффициент нефтегазонасы-щенности определяют через величину Рн, называемую параметром нефтегазонасыщения или коэффициентом увеличения сопротивления:

р = ρнп/ρРвп/, (13)

где ρн.п. - удельное электрическое сопротивление продуктивного пласта, пустоты которого заполнены нефтью или газом и остаточной водой; ρв.п. - удельное электрическое сопротивление этого же пласта при 100 %-ном заполнении его пор водой с теми же значениями минерализации и температуры.

Изучение водонасыщенности имеет большое значение не только для количественной оценки нефтегазонасыщенности. Важно выяснить и качественную роль водонасыщенности. Содержание в породах-коллекторах остаточной воды и ее состояние оказывают большое влияние на процессы вытеснения углеводородов из пустотного объема при разработке залежей.

Количество, состав и состояние остаточной воды связаны со свойствами поверхности минерального вещества, с характером пустот, со свойствами нефти, газа и самой воды. Породы-коллекторы даже в пределах одной залежи могут отличаться по характеру смачиваемости.

Остаточная вода может в виде тонкой пленки покрывать всю поверхность пустот. Такую поверхность называют гидрофильной (хорошо смачиваемой водой). В других случаях поверхности зерен могут не смачиваться водой вследствие адсорбции на них пленки нефти.

Такие породы называют гидрофобизированными нефтью или гидрофобными.

По мнению ряда исследователей, к гидрофобным следует относить породы, содержащие менее 10 % остаточной воды (Кв
≤ 0,1). При значении коэффициента водонасыщенности более 0,1 породы считают гидрофильными.

Необходимость различать гидрофильные и гидрофобные коллекторы обусловлена тем, что в первых процесс вытеснения нефти из пустотного пространства при прочих равных условиях и высокой проницаемости протекает значительно легче, чем во вторых.

В гидрофильном коллекторе вся нефть находится в подвижном состоянии и при ее вытеснении как бы скользит по пленке воды.

В гидрофобном коллекторе часть нефти, образуя пленку на стенках пустот, не участвует в процессе движения, вследствие чего увеличиваются потери нефти в пласте. Эти особенности следует изучать и учитывать при подсчете запасов и проектировании разработки, определяя величину конечного нефтеизвлечения при возможных системах разработки.

В зависимости от условий формирования залежей, характеристики пород-коллекторов, их емкостного объема и фильтрационных свойств, характера смачиваемости и других параметров, значение начальной нефтегазонасыщенности продуктивных пластов находится в пределах 97-50% при соответствующей начальной водонасыщенности 3-50%.

Читайте также: