Концептуальные и методические подходы при оценке технического состояния скважин ПХГ

© С.Б. Бекетов, В.Н. Евик, 2003

YAK 622. 279.5

С.Б. Бекетов, В.Н. Евик

КОНЦЕПТ"АЛЬНЫЕ И МЕТОАИЧЕСКИЕ ПОАХОАЫ ПРИ ОЦЕНКЕ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ СКВАЖИН ПХГ

Составным элементом системы подземного хранения газа является продуктивный пласт-коллектор, вмещающий технологическую (эксплуатируемую) газовую залежь. В настоящее время этот элемент часто рассматривается в отрыве от скважины -искусственного сложного технического сооружения, подлежащего диагностике и переосвидетельствованию после отработке временного ресурса.

Однако давно известно, что во многих скважинах, отбирающих и закачивающих газ, происходит целый комплекс процессов, приводящих к ухудшению условий закачки и отбора газа через фильтр и прифильтровую зону пласта (ПЗП). Последняя при достаточной кольматации может вообще перестать пропускать (фильтровать) газ. В случае же разрушения ПЗП зачастую возникают такие осложнения, как образование каверн, песчаных пробок и др.

При переаттестации скважин с осложнениями в виде пробок и других последствий разрушения пласта - коллектора (смятие колонн в зоне фильтров, закупорка фильтра и ПЗП из-за обрушения свода каверны и т.п.) зачастую невозможно определить, какие именно разрушения произошли, где и насколько поражена при-фильтровая часть скважин, ответственная за ее продуктивность. Существующие методы контроля состояния фильтра и ПЗП зачастую не дают однозначного ответа, тем более, что в случае оборудования скважин каркасными фильтрами различной конструкции, защищающими эксплуатационные колонны от выноса в них продуктов разрушения пласта-коллектора, методы ГИС-контроля неприменимы в

связи с невозможностью спуска геофизических приборов в интервал ПЗП, а также недостаточным радиусом исследования. В вышеуказанных условиях возможно использование интегральных дистанционных методов.

Известны исследования по разработке дистанционных методов оценки состояния прифильт-ровой части терригенного коллектора, которые основываются на интерпретации данных газогидродинамических исследований скважин ПХГ в циклах закачки и отбора. При этом, как правило, исследуется характер нелинейности фильтрации газа в ПЗП, и именно нелинейности, обусловленной вихреобразова-нием за счет структурных особенностей гранулярных коллекторов в прифильтровой части. Аналитические расчеты фильтрационных сопротивлений базируются на том положении, что вихреобразование происходит при превышении определенной (критической) скорости фильтрации в ПЗП и используется модель несжимаемого флюида. Однако известно, что вихреобразование в порах и каналах, имеющих малые размеры, без присутствия эффекта сжимаемости невозможно. На практике, при промысловых исследованиях газовых скважин на различных режимах, наблюдаются скачки давления и производительности, т.е. возникают околоскважинные аномалии проницаемости. Следует отметить, что это происходит именно на режимах, при которых возникает существенное изменение ситуации в ПЗП [1].

Понятно, что это возможно только при реализации вихревых течений. Последние легко образуются в крупных каналах или трубах, но не в пористой среде.

Отсюда имеется, казалось бы, реальная возможность по материалам газогидродинамических исследований работающих на закачку или отбор скважин определить состояние ПЗП на предмет наличия или отсутствия каверн (пустот) за фильтром.

Однако завихрения потока газа могут вызываться дефектами самого фильтра, т.е. повреждениями конструкции фильтра, частичного перекрытия ПЗП (за фильтром) обвалившимися породами и т.п. Разработанный аналитический метод оценки состояния ПЗП по данным гидродинамических исследований показал, что во многих скважинах Касимовского ПХГ работающая часть фильтров составляет менее 0,1 их длины. Причинами этого могут быть кольматация коллектора или заполнение части фильтра продуктами разрушения пласта [1].

Для выявления каверн за фильтром в ПЗП можно воспользоваться данными изучения минерального и гранулометрического состава продуктов разрушения пласта, выносимых на поверхность из эксплуатационных скважин. [2].

При диагностике состояния ПЗП в скважине с разрушающимися при эксплуатации пластами можно применять и прямые методы, в частности нагнетание в каверны ПЗП нефильтрующейся жидкости, вязкость которой выше вязкости жидкости в скважине, и регистрацию изменения давления во времени при закачке.

Этот метод можно надежно реализовывать в скважинах с па-керными устройствами, разделяющими пространства НКТ и за-трубья. В этом случае закачка нефильтрующейся в пласт жидкости до полного заполнения каверн ПЗП (конец закачки фиксируется скачком давления) позволит количественно определить емкость каверн в прифильтровой части пласта, но не их положение в разрезе и тем более, конфигурацию.

Возможны и дифференцированные оценки объемов разрушения отдельных участков ПЗП по скорости изменения давления за время закачки в различные по

проницаемости прослои коллектора частично фильтрующихся вязких жидкостей [3].

Прямые измерения масштабов разрушения коллектора можно выполнить, смонтировав на скважине специальное оборудование, обеспечивающее улавливание и накопление всех механических примесей, выносимых газом из скважины [4].

Имеются еще и другие методические подходы, основанные на определение степени проседания земной поверхности над каверной в пласте, путем определения азимутального направления максимального давления внутри залежи, имеющей аномальные горизонтальные тектонические напряжения [5] и др.

Понятно, что вынужденное использование вышеперечисленных методов и методических приемов определяется недоступностью интервала ПЗП для измерительных приборов в скважинах, оборудованных каркасными противопесочными фильтрами.

В случае возможности исследования ПЗП перспективным методическим подходом осуществления диагностики ее состояния является применение методов ГИС-контроля, в том числе не только в традиционном виде, но и специально приспособленных, усовершенствованных для оценки состояния заколонного пространства в ПЗП. Наиболее перспективными в этом плане могут быть, по-видимому, разновременные и с изменяющимися радиусами измерений методы радиоактивного и акустического каротажа. В принципе с помощью радиоактивных методов возможна количественная оценка состояния ПЗП за перфорированной колонной, если варьировать глубину исследований, в пределах изменения которой и будут выявляться каверны в ПЗП.

Таким образом, при переаттестации скважин ПХГ на продление срока их дальнейшей эксплуатации целесообразно проводить оценку (диагностику) состояния прифильтровой зоны пласта как составной части скважины. При повреждении (отказе) именно этого элемента скважины как добывающей газ

системы в целом, все остальные части, даже будучи полностью исправными, работоспособными и надежными, становятся бесполезными для извлечения (закачки) газа.

Надежность скважины как системы элементов, участвующих в закачке и отборе газа на ПХГ, является интегральным свойством, которое характеризуется объемами проходящего газа (объемами закачки и отбора), временем, параметрами нормативных показателей качества скважины в целом и отдельных составляющих ее элементов, соблюдением геоэкологических требований, безопасностью и стабильностью функционирования.

Свойство надежности, непосредственно определяющее сроки безопасной службы скважины, устанавливается (оценивается) на основе диагностики технического состояния всех ее элементов.

Следует отметить, что в случае параллельного сочетания элементов (одна, две и более колонн, цементные кольца между ними и за внешней колонной, стенки пород ствола) повреждение одного или нескольких из них (кроме основного элемента - эксплуатационной колонны) может еще и не выводить из строя сооружение в целом. Поэтому при параллельном соединении элементов интегральная надежность скважины должна повышаться.

При последовательном соединении элементов (ПЗП, фильтр, лифтовая колонна, фонтанная арматура) выход из строя одного из них практически приводит к остановке работы скважины, т.е. надежность будет снижаться. В связи с изложенным важным является формирование научного подхода к оценке надежности, к методам оценки (диагностики) технического состояния скважины в целом и отдельных ее элементов.

Известно, что причинами утраты работоспособности скважин во многих случаях являются повреждения в результате внешних воздействий, ошибок, допущенных при строительстве, нарушений режимов эксплуатации и др. [6].

Для повышения ресурса безопасной эксплуатации ПХГ путем улучшения качества элементов

системы хранения и извлечения газа необходимо использовать комплекс технологических и технических мероприятий. Разработка таких мероприятий должна базироваться на детерминированных качественных и количественных характеристиках (критериях) надежности и долговечности отдельных частей конструкции скважины, а также таких ее элементов, как пласт-коллектор, покрышка и др.

Понятно, что в процессе строительства и эксплуатации ПХГ происходят изменения пород пластов - коллекторов и покрышек. Характер и масштабы таких изменений зависят от природных (первичных) свойств пород и насыщающих их флюидов, а также особенностей техногенного воздействия на них.

Породы коллекторов и покрышек при строительстве скважин и их эксплуатации, подвергаясь знакопеременным термобарическим нагрузкам, изменяют свою структуру и физико-химические свойства и, соответственно, характер взаимодействия с искусственными стенками элементов скважины (цементным кольцом, обсадными колоннами).

Неравномерные уплотнение и (или) разуплотнение различных по своим литолого-петрофизи-ческим свойствам пластов приводят к формированию со временем новых зон улучшения и ухудшения фильтрационно-емкостных свойств терригенных коллекторов (последний процесс преобладает), а также отслоению пласта-коллектора от покрышки. Происходит и ряд других физико-химических преобразований отложений, приводящих к потере породами устойчивости в при-скважинной зоне и, соответственно, нарушению герметичности заколонного пространства [7]. Эти процессы, как правило, локализуются на участках разреза, где определенным образом сочетаются (проявляются) одновременно несколько негативных факторов, обусловленных антропогенными причинами: нарушения технологии сооружения скважины, неверно выбранные режимы эксплуатации и др.

Для определения таких участков и расшифровки действующих механизмов разрушения (повреждения) элементов скважины (ПЗП, колонна, заколонная крепь и др.), т.е. механизмов снижения их надежности и безопасности, целесообразно выполнять стандартные и специальные аналитические исследования по определению ли-толого-петрографических, геохимических и деформационнопрочностных характеристик пород коллектора и покрышек. На основе полученных данных могут выполняться расчеты эффективного горного давления и его составляющих, максимальных сдвиговых деформирующих напряжений на границе залежи и в залегающем выше горном массиве при различных значениях декомпрессирования залежи, и других деформационно-прочностных характеристик.

Учитывая вышеизложенное, становится ясным, что при переаттестации скважин ПХГ для получения более полной информации о состоянии скважины, перспективным является проверка не только элементов конструкции скважины, но и диагностирование состояния приствольной части разреза, вскрытого скважиной.

Уточненный комплекс методов оценки технического состояния скважин, включающий геофизические и промысловые исследования, аналитические расчеты остаточной прочности, технологическое обследование путем гидравлического испытания колонн, детально изложен в работе [8]. В дополнение к указанному (уточненному комплексу методов) видимо будет целесообразным добавить методы оценки надежности скважин на различных этапах их “жизни”.

На первом этапе должна быть определена надежность скважин до их строительства на основе анализа технического задания на проектирование, т.е. требований заказчика к будущему сооружению, проекта на строительство скважины и других планово-нормативных документов. На этом этапе определяется планируемая надежность.

На втором этапе оценивается качество скважин на основе

учета точности соблюдения проектных решений в области техники и технологии, применяемых при ее сооружении. Таким образом, на втором этапе определяется надежность сдаваемого в эксплуатацию объекта, т.е. фактическая ожидаемая надежность.

На третьем этапе определяется остаточная (текущая) надежность. После определенного времени эксплуатации, когда произойдет начальная приработка скважины к условиям, существующим на конкретном ПХГ, и выявятся ошибки и недостатки, допущенные на двух предыдущих этапах (проектном и строительства), т.е. ошибки и просчеты заказчиков, проектировщиков и буровиков, начинаются отказы скважины по причине появления и накопления новых дефектов. Во многих случаях они возникают из-за неправильной эксплуатации, или точнее, из-за несоответствия скважины по одному или нескольким параметрам условиям ее эксплуатации в циклическом режиме знакопеременных нагрузок. Кроме того, часто основными причинами отказов на этапе эксплуатации (на третьем этапе) являются последствия проведенных в скважинах ремонтных работ. Из них наиболее отрицательное воздействие оказывают "результаты" ловильных работ, мероприятий по разбуриванию мостов, оборванных колонн и др. При этом в интервалах фрезерования, райбирования головных частей оборванных НКТ и происходят, как правило, нарушения целостности эксплуатационных колонн (образование свищей, трещин и т.п.). Здесь же (после таких работ) выявляются и участки нарушения сцепления цементного камня с колонной. Негативные последствия могут иметь и процедуры гидравлического испытания колонн опрессовкой.

В связи с вышеизложенным необходимо проводить тщательное изучение истории проектирования, строительства, ремонтов и эксплуатации скважины. Для этого целесообразно разработать регламенты оценки технического состояния скважин на всех трех указанных этапах, с обоснованием критериев надеж-

ности: безотказности, восста-

навливаемости, технического обслуживания, эксплуатационной безопасности.

Обобщение результатов определения надежности на всех трех этапах позволит оценить интегральный ресурс безопасной работы скважин. Эта задача является особенно актуальной для объектов хранения и добычи газа, на которых имеется фонд новых, но временно законсервированных скважин, ожидающих подключения и пуска в эксплуатацию. Не секрет, что в ряде скважин, ждущих своего подключения к системе промысловых сборных газопроводов, и которые еще не эксплуатировались ни одного дня, иногда имеются признаки повреждения отдельных элементов конструкции, а именно: межколонные газопроявления (давления), отмечаемые по данным ГИС скопления газа за эксплуатационной колонной и газоперетоки флюидопроявления на устье и др. То есть, обнаруживаются признаки, свидетельствующие о повреждении и нарушении герметичности эксплуатационных колонн и НКТ, скважинного и устьевого оборудования, зако-лонной цементной крепи и других составных частей скважины. Не редко в фонде новых законсервированных скважин, несмотря на то, что ни одна из них не эксплуатировалась, имеются объекты, на которых уже были проведены исправительные работы.

Исходя из вышеизложенного, уже сейчас вытекает необходимость создания набора норма-тивно-правовых и инструктивных документов, определяющих порядок и технологию оценки надежности и долговечности эксплуатационно-нагнетательных и других категорий скважин.

Особенно необходимо отметить важность научно-обоснованного прогноза безопасной эксплуатации скважин, отработавших свой технологический временный ресурс, а также скважин, находящихся в консервации. Повидимо-му, имеет смысл рассмотреть также необходимость прогноза поведения скважины, вернее - надежности протекания самого периода консервации. Ведь имея надежный

прогноз поведения скважины в период консервации, а затем и в эксплуатации, можно предотвратить аварийные ситуации путем проведения в неблагополучных скважинах ремонтно-профилактических мероприятий. Несомненно, что предварительно по данным научного прогноза должны быть выполнены экономические и экологические обоснования целесообразности проведения этих мероприятий. Причем сравнение должно проводится с расчетными величинами ущерба для газовой промышленности от возможных аварий различных (соответствующих) масштабов и категорий.

В методическом плане, по-видимому, следует проводить изучение каждой скважины с целью восстановления истории ее проектирования, строительства, эксплуатации и ремонтов, выполнять анализ всех нестандартных случаев, аварий и аварийных ситуаций, предварительно расклассифицировав полученные данные по возможным причинам и привязав их во времени и пространстве (по стволу скважины).

По нашему мнению целесообразно более детально рассмотреть вопросы обоснования временных интервалов (сроков) надежной и безопасной работы

скважин. Понятно, что если в скважине протекают процессы коррозии (эрозии), приводящие к уменьшению толщины стенок труб, можно прогнозировать продолжительность периода надежной и безопасной работы эксплуатационных колонн, исходя из скорости их разрушения. Аналогичный подход должен применяться при прогнозировании надежности и других элементов и составных частей скважин ПХГ различного назначения, если имеются данные (или предпосылки их получения) о скорости снижения прочности материалов, из которых изготовлены или состоят (породы стенки скважины) указанные части [9]. При этом должны оцениваться и такие факторы, как темпы накопления усталостных напряжений и особенности их релаксации, и т.д.

В случае отсутствия информации о скоростях (темпах) снижения прочностных параметров конструктивных частей скважины за время ее "жизни" должны быть наработаны критерии оценки надежности по результатам статистического анализа данных о фактической продолжительности надежной, безотказной эксплуатации объектов. Это относится и к такому периоду суще-

ствования скважины, как временная ее консервация.

Таким образом, резюмируя все вышеизложенное, следует признать, что целый ряд методических положений, которых мы придерживаемся в настоящее время при проведении исследований и работ по техническому переосвидетельствованию скважин ПХГ с целью определения возможной эксплуатации, нуждаются в доработке и совершенствовании.

Показаны важность формирования научного подхода к оценке такого свойства скважины, как ее интегральная надежность и необходимость создания новых и совершенствования существующих методов и технологий определения технического состояния как скважин в целом, так и отдельных ее частей (элементов конструкции).

Впервые обоснована целесообразность проведения диагностики (тестирования), помимо традиционных элементов конструкции скважины (колонны, подземное и наземное оборудование, межколонная и заколонная искусственная крепь), таких важных составных ее частей, как приствольная и прифильтровая (коллектор) части вскрытого массива горных пород.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Васильев В.А., Дубенко В.Е., Ливинцев П.Н. Диагностика состояния призабойной зоны газовых скважин.//Тезисы докладов Первой Региональной научнотехнической конференции “ВУЗовская наука - СевероКавказскому региону”, секция: “Нефть и газ”, Ставрополь 1997. С. 146-147.

2. Евик В.Н. Особенности проектирования системы мониторинга геологической среды при эксплуатации ПХГ. -Тезисы докладов межрегиональной научнотехнической конференции по проблемам газовой промышленности России. Ставрополь, СГТУ. 1997. С. 94-96.

3. Оценка разрушения стенок скважины. Заявка 2710687, Франция, МКИ6 Е 21В 49/00.

4. Способ освоения газовых и газоконденсатных скважин и устройство его осуществления. Середа Н.И. и др. ПО “Надымгазпром”, № 4787647/03. Заявл.1.2.90, опубл. 27.4.96. Бюл. № 12. Пат. 2059066 Россия, МКИ6 Е 21В47/00.

5. Способ контроля выноса песка из скважины.

Пат. 5443119 США, МКИ6 Е21В 43/119. СЬатЬегэ М.Р.

6. et.al/ Mobil Oil Corp.- № 282375. Заявл.

29.7.1994. Опубл. 22.8.1995; НКИ 166/254.

7. Тутнов А. Страхование эксплуатационного риска в топливно-энергетическом комплексе, особенности и актуальные проблемы в энергетическом страховании// Наука и техника в газовой промышленности, 1999, № 1-2. С. 49-55.

8. Гафаров Н.А., Бекетов С.Б, Евик В.Н, Варягов С.А. Механизм формирования путей техногенных перетоков газа в соленосных разрезах //В кн. Проблемы капитального ремонта скважин и эксплуатации подземных хранилищ газа.// Сб. трудов ОАО “СевКавНИПИгаз”, вып. 33, г. Ставрополь, 2000 г. С. 41-51.

9. Инструкция по переаттестации скважин ПХГ с целью определения их возможной эксплуатации / РД от 02.08.2001 г. - М.: ОАО «Газпром», ОАО «СевКавНИПИгаз». 2001. С. 29.

10. Контроль технического состояния крепи скважин ПХГ/С.В. Долгов, Р.А. Гасумов, В.И. Шамшин и др.//Газовая промышленность, №3,1997. С. 57-59.

KOPOTKO OБ ABTOPAX

Бекетов Сергей Борисович - кандидат технических наук, главный геолог ООО "Кавказтрансгаз". Евик Виктор Николаевич - старший научный сотрудник ОАО "СевКавНИПИгаз".

Файл: БЕКЕТОВ

Каталог: G:\По работе в универе\2003г\Папки 2003\GIAB5_03

Шаблон:

C:Шsers\Таня\AppData\RoammgYMlcmsoftYШаблоны\

Normal.dotm Заголовок: 4

Содержание:

Автор: 2

Ключевые слова:

Заметки:

Дата создания: 28.04.2003 10:21:00

Число сохранений: 8

Дата сохранения: 08.11.2008 0:17:00

Сохранил: Таня

Полное время правки: 9 мин.

Дата печати: 08.11.2008 1:03:00

При последней печати страниц: 5

слов: 3 099

знаков: 17 668