XIV Міжнародна наукова інтернет-конференція ADVANCED TECHNOLOGIES OF SCIENCE AND EDUCATION (19-21.04.2018)

Русский English




Научные конференции Наукові конференції

канд. технічн. наук, Кочкодан Я. М. СПОСОБИ ПІДВИЩЕННЯ ГЕРМЕТИЧНОСТІ СВЕРДЛОВИН НА ПІДЗЕМНИХ СХОВИЩАХ ГАЗУ

Кандидат технічних наук Кочкодан Ярослав Михайлович

Івано-Франківський національний технічний університет нафти і газу

СПОСОБИ ПІДВИЩЕННЯ ГЕРМЕТИЧНОСТІ СВЕРДЛОВИН НА ПІДЗЕМНИХ СХОВИЩАХ ГАЗУ

Кріплення є найвідповідальнішим етапом спорудження свердловин,оскільки від його якості здебільшого залежать подальші роботи свердловини та ефективність її експлуатації.

Підземні сховища газу (ПСГ) зазвичай створюють у виснажених газових родовищах. Вони відрізняються своєрідністю геологічної будови та специфічним поєднанням різних факторів,які негативно впливають,як на процес цементування,так і на його результати.Умови роботи свердловин на ПСГ  значно відрізняються від газовидобувних.При їх експлуатації відбуваються значні сезонні коливання тиску і температури від аномально високих (при нагнітанні газу) до аномально низьких (при його відборі). Циклічна зміна тиску і температури,висока потенціальна енергія та проникаюча здатність газу,а також незначні втрати тиску під час його руху висувають особливі вимоги до забезпечення надійної герметичності обсадних колон ,тампонажного каменю та його контакту зі стінкою свердловини і обсадною колоною протягом багатьох десятків років,оскільки термін служби ПСГ до цього часу не визначений.

Найскладнішою проблемою при кріпленні свердловини на підземних сховищах газу є забезпечення герметичності заколонного простору,оскільки герметичність свердловин є інтегральним показником надійності підземних сховищ газу та екологічної безпеки. Проте у деяких свердловинах у період  очікування затвердівання цементу (ОЗЦ) у кільцевому просторі між обсадними колонами спостерігаються газопроявленняінтенсивністю від окремих пухирців газу до викиду тампонажного розчину. Аналіз промислового матеріалу та науково-технічної літератури свідчить,що заколонні прояви у період ОЗЦ  та поява міжколонних тисків (МКТ) у процесі експлуатації є на всіх підземних сховищах газу України,їх кількість становить від 10 до 60% діючого фонду свердловин. У 20%  фонду свердловин величина МКТ становить 1,0-3,0 МПа при витраті газу 30-50 м3/добу,а майже 25% свердловин мають заколонний тиск понад 5,0 МПа з витратою газу понад 200 м3/добу [1]. Джерелами можливого поступлення газу у між трубний простір експлуатаційно-нагнітальних свердловин на ПСГ є: продуктивні горизонти даної  площі;непродуктивні газові  горизонти,які пов'язані або з непромисловими запасами газу або з вторинним накопичуванням;закачуванийу продуктивний пласт газ та відбираючийчерез експлуатаційну колону.Узаколонний простір газ може поступати внаслідок негерметичності різьбових з'єднань обсадних труб; негерметичності контактів цементний камінь-стінка свердловини та цементний камінь-обсадна колона; утворення у цементному камені у процесі тужавіння і твердіння каналів; негерметичності контактів,спричинених циклічною зміною тиску і температури на елементи кріплення та експлуатаційну колону.

У випадку негерметичності різьбових з'єднань у процесі експлуатації газ може поступати у затрубний простір із внутрішньої частини експлуатаційної колони.

Важливе значення у формуванні контакту тампонажний камінь-стінка свердловини має глиниста кірка, яка утворюється на стінках у процесі буріння. При твердінні тампонажного розчину(каменю) внаслідок контракцій них  процесів та іонного обміну у глинистій кірці,яка контактує з цементним каменем,утворюються тріщини,якими можуть відбуватися перетоки газу. Зменшити тріщиноутворення можна шляхом цілеспрямованої дії на глинисту кірку буферних рідин. Проведені нами дослідження показали,що при обробленні глинистої кірки водними розчинами кальцинованої соди,хлористого натрію і хлористого кальцію значно підвищується тріщиностійкість кірки і збільшується час,протягом якого у глинистій кірці не утворюються тріщини. Крім того,застосовування в'язкопружного розділювача дозволяє видалити пухку частину глинистої кірки та ущільнити ії.

Для підвищення герметичності контакту тампонажного каменю зі стінкою свердловини і обсадною колоною необхідно застосовувати відповідні тампонажні суміші. При цементуванні обсадних колон на підземних сховищах газу використовували тампонажний цемент з домішками фурилового спирту та солянокислого аніліну. Камінь з такого розчину мав однорідну структуру,порожнини,менші терміни тужавіння. З метою запобігання утворення каналів у ранні терміни тужавіння до портландцементу додавали 1,5% силікату натрію та 3% хлористого кальцію або 2% хлористого заліза від маси цементу.

Широко використовували при цементуванні обсадних колон на підземних сховищах газу цементно-глино-солеві суміші,які містять 6-8% глини від маси цементу та 5-10% хлористого натрію від об'єму води приготування. Камінь з такого розчину має високу початкову міцність,низьку проникність та підвищену тампонуючуздатність.Проте використання запропонованих рецептур тампонажних сумішей не вирішило проблему герметичності заколонного простору [2].Тампонажний камінь має недостатнє зчеплення з обсадною колонною та стінкою свердловини. Крім того,у свердловинах,зацементованих такими сумішами,появилися міжколонні тиски.

Одним із способів підвищення герметичності свердловин є застосування для цементування обсадних колон напружено-ущільнюючих тампонажних цементів (НУТЦ). Напружено-ущільнюючий тампонажний цемент використовують на підземних сховищах газу з температурою 10-50оС. При використанні НУТЦ необхідно виконувати всі технологічні правила та вимоги до обсадної колони і ствола свердловини, при промиванні та процесі цементування,оскільки тільки при цих умовах можливе раціональне використання переваг даного тампонажного матеріалу.При цементуванні свердловин цементним розчином із НУТЦ за рахунок розширеннярозчину і каменю відбувається ущільнення контактних поверхонь з колоною та стінкою свердловини[3].

Напруженно-ущільнюючі тампонажні цементи мають такі переваги над тампонажними портландцементами:

1.При твердінні у воді без обмеження їх деформування вони розширяються до 14%.

2.При твердінні у замкнутому недеформованому об'ємі у тампонажному камені виникають внутрішні напруження до 2,5 МПа.

3.При твердінні у замкнутому просторі свердловин тампонажні розчини і камінь із НУТЦ розширюється у радіальному напрямі,ущільнюючи контактні поверхні з обсадною колоною та стінкою свердловини. Після припинення ущільнення,якщо процес формування структури каменю не завершений,у ньому виникають внутрішні напруження,спричиненні кристалізаційними силами.

4.Розчин із напруженно-ущільнюючого цементу седиментаційно стійкий, показник тампонуючої здатності якого у 1,3-1,6  разів вищий,ніж у тампонажного портландцементу.

5.Тампонажний камінь із НУТЦкорозійно стійкий у водних розчинах сульфату натрія,хлористого магнію і пластовій воді хлорокалієвого типу.

Напружено-ущільнюючий цемент являє собою суху суміш тампонажного портландцементу ПЦТ І-50 та гіпсоглиноземистого цементу (ГГЦ).У цій суміші розширювальною домішкою є ГГЦ, який містить алюмосилікати і до 30% гіпсу. В залежності від концентрації ГГЦ  суттєво змінюються всі характеристики тампонажного розчину і каменю,в тому числі і величина розширення. У залежності від терміну зберігання вихідних цементівта їх складу основні властивості тампонажних розчинів і каменю дещо змінюються,проте закономірність впливу на них розширювальної домішки зберігається.

Для запобігання появи між пластових перетоків і виникнення міжколонних тисків та підвищення герметичності заколонного простору свердловин  на підземних сховищах газу необхідно впроваджувати комплексні заходи,пов'язані з підготовкою ствола свердловини,підбором рецептур тампонажних матеріалів з розробкою технології підвищення тампонуючих властивостей розчинів.

Для підвищення герметичності різьбових з'єднань необхідно використовувати герметичні труби  з трапецієподібною різьбою,а також спеціальні мастила.При цементуванні свердловин застосовувати комбіновану буферну рідину,яка складається з в'язкопружного розділювача в головній порції та розчину електроліту об'ємом не менше 4 м3.Для цементування обсадних колон застосовувати напружено-ущільнюючі тампонажні цементи,які при вільному твердінні дають розширення не менше 4%,а при твердінні в міжтрубному просторі створюють внутрішні напруження.Для підвищення тампонуючої здатності тампонажних розчинів створювати надлишковий тиск у затрубному просторі після закінчення цементування.

Таке впровадження комплексних,а не поодинних,заходів дасть змогу значно підвищити герметичність обсадних колон на підземних сховищах газу.

Література:

1.Сухін Є.І.,Навроцький Б.І. Елементи створення,формування та експлуатації підземних газових сховищ газу. -Київ «ПННВ».-2004.-528с.

2.Банатов В.П.,Кочкодан Я.М. Безусадочные и расширяющиеся цементы для крепления скважин на ПХГ.Разведка и разработка нефтяных и газовых месторождений. Республиканский межведомственный научно-технический сборник.Львов.Издательство при Львовском университете издательского объединения «Вищашкола»,выпуск 18,1981.,с.56-59.

3.Кочкодан Я.М. Дослідження розширення сумішей тампонажного та гіпсоглиноземистогоцементів.Розвідка і розробка нафтових і газових родовищ.Республіканський міжвідомчий науково-технічний збірник.-Львів,видавництво «Світ»,випуск 29,1992.,с 42-45.


Залиште коментар!

Дозволено використання тегів:
<a href="" title=""> <abbr title=""> <acronym title=""> <b> <blockquote cite=""> <code> <em> <i> <strike> <strong>