Проектирование высокогерметичных подземных хранилищ газа для хранения гелия или гелиевого концентрата

УДК 69 + 622.691.24

А.М. Лихушин, В.И. Киршин

Проектирование высокогерметичных подземных хранилищ газа для хранения гелия или гелиевого концентрата

Ключевые слова:

герметичность

скважины,

гидрозатвор,

тампонажный

раствор,

пакер,

заканчивание

скважины.

Keywords:

well impermeability, hydrolock, grouting mortar, packer,

well completion.

Герметичность подземных хранилищ газа (особенно высокопроникающего, каковым является гелий) в первую очередь определяется герметичностью скважин, используемых для закачки и перспективного отбора.

В настоящее время проблема обеспечения герметичности скважин остается нерешенной во многом из-за несовершенства технологии крепления и качества тампонажных материалов, в том числе [1]:

• из-за неполного вытеснения тампонажного раствора буровым, что приводит к образованию вертикальных наполненных буровым раствором каналов и создает гидродинамические условия для миграции пластового флюида из продуктивного пласта к другим пластам-коллекторам или/и к устью;

• падения давления тампонажного раствора в процессе его гидратации, что приводит к снижению гидростатического давления (депрессии) на пласт, в результате чего возможна миграция флюида по межколонному пространству. При этом использование наружного заколонного пакера проблему не решает, более того, отсечение столба жидкости пакером способствует немедленному вторжению в ствол скважины флюида из пласта;

• водоотделения из-за большого содержания воды в тампонажном растворе, которое способствует образованию миграционных флюидопроводящих каналов, даже если при затворении тампонажного раствора использовался пластификатор;

• контракции с усадкой цементного камня при его твердении с образованием областей декомпрессии, сопровождающейся разрушением фильтрационной корки, взаимодействием тампонажного и невытесненного бурового растворов (это касается и расширяющихся цементов, хотя и в меньшей степени);

• опрессовок обсадной колонны (после ожидания затвердевания цемента (ОЗЦ)), которые снижают степень контакта цементного камня с колонной, по данным акустической цементометрии, на 20-25 %;

• разбуривания цементного стакана и оснастки обсадной колонны роторным способом, что способствует образованию миграционных каналов из-за механического воздействия на колонну и цементное кольцо;

• наличия знакопеременных нагрузок при эксплуатации скважин (особенно скважин ПХГ), ухудшающих состояние цементного камня за колонной.

В многолетней мировой практике бурения скважин разработано множество технологий, направленных на повышение качества разобщения пластов, включающих: применение специальных расширяющихся тампонажных составов и составов с минимальными усадочными деформациями; уменьшение водоотдачи буровых и цементных растворов; снижение содержания свободной воды в тампонажном растворе; внедрение мероприятий по наиболее полному вытеснению бурового раствора цементным; улучшение реологии тампонажных растворов; сокращение сроков схватывания тампонажного раствора (с различными сроками схватывания); создание непроницаемых барьеров типа Gasblock; создание избыточного давления в затрубном пространстве в период ОЗЦ; установку герметизирующих пакеров; применение ступенчатого цементирования с разрывом во времени, в том числе с использованием муфт;

№ 3 (23) / 2015

VGN-3-23-2015-v24.indd 68

21.08.2015 9:59:35

Проблемы разработки и эксплуатации газовых, газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений

69

увеличение кольцевого зазора (толщины цементного кольца); уменьшение столба цементного раствора за колонной.

Несмотря на это, межпластовые перетоки и межколонные давления остаются наиболее распространенными и серьезными видами осложнений. Обширная отечественная и зарубежная практика строительства и эксплуатации газовых скважин показала, что добиться их гарантированной массовой герметичности, как правило, не удается. Газовые месторождения разрабатываются большим количеством скважин, имеющих заколонные давления.

По мнению А.И. Булатова, несомненного авторитета в вопросах крепления скважин, межколонные газопроявления могут возникать даже при соблюдении всех выработанных практикой требований к тампонажным материалам и процессу цементирования [2]. Теория и практика заканчивания скважин свидетельствуют о том, что цементирование - не самый лучший способ разобщения пластов, а цемент - не самый лучший тампонирующий материал. Требуются новые подходы к обеспечению надежности и герметичности скважины как инженерного сооружения. В этой связи заслуживают внимания новые конструкция скважины и способ ее закан-чивания с формированием гидрозатвора над продуктивным пластом. То есть кардинально решить проблему обеспечения герметичности газовых скважин можно, используя технологию формирования в скважине постоянно действующего на стадии заканчивания и эксплуатации гидрозатвора - гидравлического барьера над газосодержащим пластом-коллектором. Надежность действия принципа гидрозатвора в природе и технике уже доказана.

В 2010-2011 гг. ООО «Газпром ВНИИГАЗ» была успешно применена технология гидрозатвора при ремонте газовых скважин с целью ликвидации межколонных давлений (МКД) в двух скважинах Невского и Калужского ПХГ и пяти скважинах ПХГ «Бозой» Республики Казахстан [3, 4].

На основании этого можно рекомендовать альтернативный вариант конструкции скважины с использованием нового способа ее закан-чивания с гидрозатвором.

Суть технологии заключается в следующем [5]. После углубления скважины до проектной глубины спускают эксплуатационную колонну, оснащенную двумя муфтами ступенчатого цементирования (МСЦ, или равнопро-

№ 3 (23) / 2015

ходной пакер), установленными над продуктивным пластом в зоне непроницаемой кровли. Далее проводят селективное цементирование эксплуатационной колонны таким образом, чтобы объем между муфтами оставался свободным от тампонажного раствора, а отверстия нижней МСЦ оставались открытыми. Это обеспечивает постоянное давление столба жидкости, находящейся во внутриколонном пространстве, на нижнюю часть заколонного пространства, превышающее давление в продуктивном горизонте, что компенсирует снижение давления столба цементного раствора во время формирования структуры цементного камня.

Принципиальная схема реализации данного способа показана на рис. 1.

1

13 12

3 6

8

11

5

7

15

14

4

16 2 18 17

Рис. 1. Технология заканчивания скважины с гидрозатвором:

1 - ствол скважины; 2 - продуктивный пласт; 3 - непроницаемая кровля (глинистая покрышка); 4 - эскплуатационная колонна;

5 и 6 - первая и вторая МСЦ соответственно; 7 и 8 - отверстия МСЦ 5 и 6 соответственно;

9 и 10 - внутириколонное и заколонное пространства соответственно;

11 - жидкость гидрозавтора; 12 - цементное кольцо; 13 - лифтовая колонна; 14 - пакер внутриколонный; 15 - циркуляционный клапан (ЦК); 16 - перфорация;

17 - башмак; 18 - продавочная пробка;

19 - манжета

VGN-3-23-2015-v24.indd 69

21.08.2015 9:59:35

70

Научно-технический сборник • ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ

После окончания ОЗЦ верхнего интервала шаблонируют скважину до забоя, перфорируют отверстия в обсадной колонне 4 в области продуктивного пласта 2. Затем спускают лифтовую колонну 13 с пакером 14 и ЦК 15, размещая ее низ над интервалом перфорации 16. Далее раскрывают пакер 14 и через ЦК 15 подают по лифтовой колонне 13 специальную гидрозатворную жидкость 11 во внутриколонное пространство 9. При этом через открытые промывочные окна МСЦ 5 обеспечивается гидравлическая связь между заколонным (в интервале от верхней до нижней муфты) и внутриколонным (затрубным) пространствами. Буровой раствор замещают гидрозатворной жидкостью и переводят скважину на пакерный способ эксплуатации. Таким образом, в скважине формируется надежный гидравлический затвор, предотвращающий миграцию газа по заколонному пространству за счет постоянного воздействия на него гидростатического давления столба гидрозатворной жидкости, превышающего максимальное пластовое давление. Выбор жидкости для гидрозатвора проводится по специально разработанной методике, изложенной в работе [6].

Опасение специалистов может вызвать тот факт, что для обеспечения герметичности скважины предлагается нарушить герметичность обсадной колонны - основного элемента крепи скважины. Однако следует учитывать, что герметичность нарушается напротив самой непроницаемой надпродуктивной части разреза скважины - покрышки, без герметичности которой невозможно существование месторождения.

Использование жидкостей для гидрозатвора с целью изоляции заколонных перетоков газа путем создания противодавления на продуктивный пласт предусматривает приготовление и закачку в скважину составов с требуемыми технологическими свойствами. Причем закачиваемая в скважину жидкость для гидрозатвора должна сохранять свои технологические показатели в течение длительного времени, сопоставимого со сроком эксплуатации скважины.

В качестве основных показателей жидкостей для гидрозатвора определены плотность, стабильность, вязкость и коррозионная активность. Причем к части жидкости, контактирующей с породами, предъявляются дополнительные требования: жидкость должна обладать низким показателем фильтрации и сохранять устойчивость глинистых пород [6].

Предлагаемый способ закачивания скважин может быть реализован при проектировании конструкции скважин Чаяндинского нефтегазоконденсатного месторождения (НГКМ), где планируется построить подземное хранилище для хранения гелиевого концентрата (ПХГК).

Одной из основных задач при проектировании эксплуатационных скважин для ПХГК является обеспечение их герметичности с целью недопущения утечки ценного сырья. Повышенные требования к герметичности таких скважин предъявляются в связи с высокой проникающей способностью гелия и, как можно предположить, гелиевого концентрата.

В соответствии с горно-геологическими условиями Чаяндинского НГКМ предлагается конструкция, представленная в таблице.

Обоснование конструкции скважины

Наименование колонны Диаметр, мм Глубина спуска, м Назначение обсадных колонн, обоснование глубины спуска

Направляющая 426,0 30 Для обвязки устья скважины с циркуляционной системой

Кондуктор 324,0 300 Для перекрытия интервалов многолетнемерзлых пород. На колонну устанавливается противовыбросовое оборудование

Промежуточная 244,5 1200 Служит для перекрытия соленосных интервалов и зон поглощений. На колонну устанавливается ПВО

Эксплуатационная 168,3 1500 Для разобщения несовместимых горизонтов; закачки/отбора гелиевого концентрата

Открытый ствол, фильтр 139,7 1500-1550 Эксплуатация основного объекта хранения гелиевого концентрата

Сварная, фильтр 114.3 114.3 1500 1500-1550 Для изоляции резьбовых соединений эксплуатационной колонны от гелиевой агрессии

№ 3 (23) / 2015

VGN-3-23-2015-v24.indd 70

21.08.2015 9:59:35

Проблемы разработки и эксплуатации газовых, газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений

71

Повторим, что кардинально решить проблему обеспечения герметичности газовых (особенно гелиевых) скважин можно, используя технологию формирования в скважине постоянно действующего на стадии заканчива-ния и эксплуатации гидрозатвора - гидравлического барьера над газосодержащим пластом-коллектором. В этой связи заканчивание скважины и крепление 168-миллиметровой обсадной колонны предлагается осуществить по изложенной выше технологии. В качестве жидкости для гидрозатвора возможно применение водного раствора глицерина с плотностью, обеспечивающей превышение давления столба жидкости гидрозатвора над пластовым давлением. В качестве жидкости, располагающейся выше уровня цементного раствора за эксплуатационной колонной, можно использовать технический глицерин. Для предупрежде-

ния утечек гелия в затрубное пространство при его движении по лифтовой колонне и обеспечения долговременной и безопасной работы скважины рекомендуется спустить до башмака 168-миллиметровой колонны дополнительную сварную колонну труб диаметром 114 мм. В качестве лифта используют высокогерметичные насосно-компрессорные трубы диаметром 73 мм с внутриколонным пакером, установленным в башмаке 114-миллиметровой колонны выше фильтровой части. В качестве над-пакерной жидкости используют жидкость гидрозатвора - водно-спиртовой раствор (глицерин) расчетной плотности (р). Глубина спуска колонн для каждой конкретной скважины уточняется по результатам геофизических исследований в процессе строительства скважин. Конструкция высокогерметичной скважины представлена на рис. 2.

Ю "t Oi ОО N '—'VO

т 04

1150 м

1400 м

1500 м

Песчаник хамакинский

1 550 м ................... -J I

Рис. 2. Конструкция высокогерметичной скважины ПХГК на Чаяндинском НГКМ

№ 3 (23) / 2015

VGN-3-23-2015-v24.indd 71

21.08.2015 9:59:35

72

Научно-технический сборник • ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ

Таким образом, реализация предлагаемого способа, основанного на принципе гидрозатвора, позволит радикальным образом решить проблему обеспечения герметичности газовых скважин. Следует отметить, что другая (наиболее рациональная) область использования данного способа - восстановление герметичности заколонного пространства газовой скважины. То есть, если после цементирования скважины получен газовый переток из продуктивного

Список литературы

1. Фаттахов З.М. Причины возникновения межколонных давлений на скважинах Астраханского ГКМ / З.М. Фаттахов // Материалы II Межд. национ. симпозиума. -Уфа, 2000.

2. Булатов А.И. О природе межтрубных газо-, водо- и нефтепроявлений / А. И. Булатов // Газовая промышленность. - 1996. - № 12. -С. 24-27.

3. Лихушин А.М. Новые подходы

к восстановлению герметичности заколонного пространства скважины / А.М. Лихушин,

Г.Н. Рубан, В.И. Нифантов // Газовая промышленность. - 2010. - № 12. - С. 66-69.

4. Лихушин А.М. Ликвидация заколонного перетока в скважине № 74 Невского ПХГ способом гидрозатвора / А.М. Лихушин,

Г.Н. Рубан, М.М-Р Гайдаров и др. // Управление качеством в нефтегазовом комплексе. - 2011. - № 4. - С. 55-59.

горизонта до устья (МКД) или межпластовый переток по герметичному по жидкости зако-лонному пространству, ликвидировать который невозможно известными способами (невозможность повторного цементирования и бесперспективность исправительного цементирования), и стоит вопрос о ликвидации скважины, такие скважины необходимо переводить на пакерный способ эксплуатации с гидрозатвором по технологии, изложенной в патенте [7].

5. Пат. 2534548 РФ, МПК6 Е 21 В 33/14. Способ заканчивания скважины / Лихушин А. М., Мкртчан Я.С., Рубан Г.Н. и др. (Россия). -

№ 2010107534/03; заявл. 01.07.2013.

6. Гайдаров М. М-Р. Методология выбора рабочей жидкости для гидрозатвора для предотвращения МКД в скважинах ПХГ / М.М-Р. Гайдаров, А.М. Лихушин и др. // Строительство скважин на суше и на море. -2012. - № 3. - С. 45-50.

7. Пат. 2341033 РФ, МПК6 Е 21 В 33/10.

Способ восстановления герметичности заколонного пространства скважины газовой залежи или залежи, содержащей в своей продукции природный газ / Лихушин А. М., Рубан Г.Н., Нифантов В.И. и др. (Россия). -№ 2010107534/03; заявл. 01.03.2010; опубл. 10.10.2011, Бюл. № 28. - 5 с.

№ 3 (23) / 2015

VGN-3-23-2015-v24.indd 72

21.08.2015 9:59:36