Глушение морских скважин

Offshore well killing

V.N. DURYAGIN, M.N. LIMANOV, N.A. ONEGOV, G.T. SHAMSUTDINOVA

Federal State Budgetary Educational Institution of Higher Education «Saint Petersburg Mining University»
St. Petersburg, 199106, Russian Federation

Текущий период разработки нефтяных и газовых месторождений в России можно охарактеризовать падением доли запасов нефти в поровых коллекторах. С целью поддержания стабильной добычи с каждым годом начинается разработка все более сложных структур. Одним из таких потенциальных резервов являются ресурсы шельфовых месторождений. Так, по данным [1] ресурсы известных месторождений арктического шельфа составляют более 10000 млн т нефтяного эквивалента [2].

Вовлечение в разработку шельфовых месторождений связано не только с разбуриванием новых эксплуатационных скважин, но и с поддержанием состояния уже пробуренных. Скважина, как и любая комплексная система, работающая в жестких условиях, требует ремонта. Пропорционально количеству скважин, увеличивается объем ремонтных работ, провести которые без глушения зачастую небезопасно и невозможно. В связи с этим соизмеримо возрастает актуальность тематики глушения морских скважин, ведь именно процесс глушения оказывает немалое влияние на фильтрационные свойства призабойной зоны [3].

The current period of development of oil and gas fields in Russia can be characterized by a drop in the share of oil reserves in pore reservoirs. In order to maintain stable production, every year the development of more and more complex structures begins. One of such potential reserves is the resources of offshore fields. Thus, according to [1], the resources of known fields of the Arctic shelf are more than 10,000 million tons of oil equivalent [2].
Involvement in the development of offshore fields is associated not only with the drilling of new production wells, but also with maintaining the condition of those already drilled. The well, like any complex system operating in harsh conditions, requires repair. In proportion to the number of wells, the volume of repair work increases, which is often unsafe and impossible to carry out without killing. In this regard, the relevance of the topic of killing offshore wells increases commensurately, because it is the process of killing that often has a significant impact on the filtration properties of the bottomhole zone [3].

1. Глушение морских скважин, осложненных аномально высоким пластовым давлением
Считается, что подошвенные воды, подпирающие залежи углеводородов снизу, так или иначе, сообщаются с дневной поверхностью, поэтому по закону Паскаля, пластовое давление чаще всего равно гидростатическому давлению, соответствующему глубине залегания продуктивного пласта. Однако случаются аномалии, и пластовое давление может отклоняться как в большую, так и в меньшую сторону.
В случае аномально-высокого пластового давления (АВПД) снижается отношение давления поглощения к давлению гидроразрыва [4], что не позволяет использовать более тяжелую, но лучшую жидкость. Поэтому, повышенное давление является осложняющим фактором, когда речь заходит о глушении.

В связи с этим весьма актуальным методом является технология двухстадийного глушения, включающая в себя последовательную закачку жидкостей разных плотностей. Данная технологическая операция позволяет снизить объем необходимой тяжелой жидкости глушения, что актуально для условий работы на морской платформе, а также не допустить превышения давления гидроразрыва [5].
Основными положительными чертами использования метода глушения при помощи специальных жидкостей являются простота и эффективность, недостатками же выступают не всегда совместимые и рентабельные растворы, повышение коррозионной активности, а также ухудшение проницаемости призабойной зоны, что является самым негативным фактором из представленных, особенно для высокопродуктивных шельфовых месторождений.
Анализируя популярные жидкости глушения, можно определить их основные недостатки. Также следует отметить, что при глушении нагнетательных скважин, закачивающих в пласт с повышенным содержанием солей угольной кислоты, требуется использовать жидкость с минимально возможным pH [6]. На рис. 1 представлена палетка, в которой обозначены основные ограничения в применимости жидкостей глушения.

1.1. Глушение скважин жидкостями, приготовленными на основе морской воды
Ресурсы морских нефтегазодобывающих платформ и суден ограничены площадью верхнего строения и палубы, а также дедвейтом рассматриваемого морского сооружения, в связи с этим далеко не каждая плавучая конструкция может позволить себе иметь достаточное количество основы для жидкости глушения и реагентов для его приготовления. В связи с этим достаточно актуальным является приготовление жидкостей глушения на основе морской воды.
Для успешной реализации данной технологии необходимо выполнение нескольких условий:
1. Совместимость морской воды с другими технологическими жидкостями (ТЖ), в том числе входящими в состав жидкости глушения.
2. Обязательны добавка специальных бактерицидных компонентов, кипячение воды с целью удаления различных нечистот и планктона в морской воде.
3. Произвести операцию деаэрации либо обескислороживания.
4. В том случае, если принимается решение не обессоливать морскую воду, обязательно применение ингибитора коррозии и солеотложений, например, комплекс соединений Нарлекс-СНПХ-1004-фурфурол позволяет применять морскую воду практически без опасности.

Основными положительными чертами использования метода глушения при помощи специальных жидкостей являются простота и эффективность, недостатками же выступают не всегда совместимые и рентабельные растворы, повышение коррозионной активности, а также ухудшение проницаемости призабойной зоны, что является самым негативным фактором из представленных, особенно для высокопродуктивных шельфовых месторождений.

В случае несовместимости морской воды с другими компонентами, необходимо произвести доведение состава жидкости до необходимого, этого можно достигнуть, используя систему подготовки воды для системы ППД. Также ввиду повышенного коэффициента трения в морской воде при проведении ремонтных работ рекомендуется вносить смазочные добавки в морскую воду для снижения потерь давления [8].
Таким образом, использование данного метода позволяет получить выигрыш в используемой площади и загрузке морского плавучего сооружения.

2. Глушение морских скважин, осложненных аномально низким пластовым давлением
Наиболее распространенной проблемой в случае аномально низких пластовых давлений является поглощение жидкости глушения. Выделяют три основных способа борьбы с поглощением при глушении скважин, осложненных АНПД:
– снижение плотности технологической жидкости;
– повышение вязкости жидкости для снижения ухода жидкости в пласт;
– добавление взвешенных частиц (кольматанта) для механического перекрытия пор и создания непроницаемой корки.
a) снижение плотности технологической жидкости
Самый простой и эффективный метод, но в то же время имеющий самый узкий диапазон применения – иногда для борьбы с поглощениями достаточно уменьшить плотность ТЖ (например, углеводородная основа вместо водной) [9].
Плюсы технологии: устраняется большая часть возникших нарушений пласта за счет вымывания ТЖ; не требуются дополнительные добавки.
Минусы технологии: невозможность решить проблему в случае экстремально низких коэффициентов аномальности, как следствие, возможны проявления.
b) повышение вязкости жидкости
Когда понижения плотности ТЖ недостаточно, различными путями повышают ее вязкость, например, добавлением полимеров. Основной метод повышения вязкости технологической жидкости заключается в добавлении в раствор сшивающего агента. В зависимости от конкретных условий применения жидкости глушения катализатором реакции может выступать как показатель кислотности среды (реакция начинается только при определенном pH), так и добавление солей металлов [10].
Плюсы технологии: диапазон применения гораздо шире, чем у первого метода.
Минусы технологии: зависимость вязкости от температуры (с повышением температуры вязкость может упасть как обратимо, так и необратимо); ухудшение фильтрационно-емкостнх свойств (ФЕС) пласта за счет проникновения.
c) образование временной малопроницаемой фильтрационной корки
Наиболее эффективной, равно как и наиболее рискованной для применения технологией является создание малопроницаемой фильтрационной корки. Корка образуется из твердых частиц различного состава – кристаллические соли, карбонаты металлов [11], целлюлоза и нефтерастворимые смолы [12].
Структурно малопроницаемая корка возникает в момент, когда несколько частиц диаметром в 15–25 % диаметра пор блокируют фильтрацию во внутреннее пространство друг другу.
Плюсы технологии: наиболее широкий диапазон применения.
Минусы технологии: реакционная способность кислоторастворимых добавок менее 100 % приводит к тому, что при злоупотреблении данной технологией фильтрационные каналы будут закупорены, что в теории способно необратимо заглушить скважину.

3. Глушение в аварийной ситуации через разгрузочную скважину
Существуют различные методы ликвидации газонефтеводопроявлений (ГНВП) в скважине. В случаях, когда доступ к устью скважины невозможен или опасен, применяется технология глушения через разгрузочную скважину. Проектирование данных скважин как метода борьбы с чрезвычайными ситуациями является обязательной частью для получения разрешения на бурение на шельфе в некоторых странах (США, Канада, Норвегия и др.) [13].
Конструкция разгрузочной скважины является достаточно упрощенной ввиду необходимости быстрого строительства, ее профиль принимается S или J-образным (рис. 2).
При пересечении разгрузочной скважины с фонтанирующей происходит переток бурового раствора в основной ствол и начинается закачка жидкости глушения через превентор, надводный или подводный. Описаны случаи глушения скважин буровыми растворами (месторождение Фатех, ОАЭ, скважина L-3, плотность раствора 2157 кг/м3), морской водой (месторождение Арун, Индонезия, скважина C-II-2), подготовленной жидкостью глушения (месторождение Шип-Маунтейн, США, скважина 4-15-Н, плотность раствора 1259 кг/м3) [14].
Подбор жидкости глушения осуществляется в зависимости от возможного объема прокачки, величин давления глушения и гидроразрыва, совместимости с оборудованием и породами продуктивного пласта и другими технологическими жидкостями.

Заключение
При проведении ремонтных работ на морских скважинах следует стремиться к максимальному сохранению фильтрационных свойств призабойной зоны в связи с ограниченным количеством скважин, которое пропорционально площади морского нефтегазопромыслового сооружения. Для достижения данного эффекта целесообразно использовать многостадийное глушение с наименьшим количеством циклов и добавками различных ПАВ (поверхностно-активные вещества) либо микроэмульсионных кислотных растворов. При приготовлении растворов на основе морской воды необходимо учитывать повышенные фильтрационные сопротивления, а также обязательно производить предварительную подготовку жидкости (добавления бактерицида, обескислороживание). В случае аварийной ситуации на скважине рекомендуется рассмотреть возможность глушения при помощи разгрузочной скважины, данная технология снижает риск катастрофы при глушении.

Литература

1. Экономическая оценка углеводородной сырьевой базы арктического шельфа России / В.И. Назаров, Г.А. Григорьев, О.С. Краснов, Л.В. Медведева // Нефтегазовая геология. Теория и практика. – 2021. – Т. 16. – № 1.
2. Supply – Key World Energy Statistics 2021 – Analysis – IEA [Electronic resource]. URL: https://www.iea.org/reports/key-world-energy-statistics-2021/supply#oil (дата обращения: 15.09.2022).
3. Мардашов Д.В. (2021). Разработка блокирующих составов с кольматантом для глушения нефтяных скважин в условиях аномально низкого пластового давления и карбонатных пород-коллекторов. Записки Горного института, 251, – 617–626.
4. Двойников М.В. Разработка вязкоупругих систем и технологии изоляции водоносных горизонтов с аномальными пластовыми давлениями при бурении нефтегазовых скважин / М.В. Двойников, В.Н. Кучин, М.Ш. Минцаев // Записки Горного института. – 2021. – Т. 247. – С. 57–65. DOI:10.31897/PMI.2021.1.7.
5. Chantose P., Oskarsen R., Emilsen M., & Negrao A. (2018). Dynamic Kill Method Using Staged Fluid Densities Can Improve the Killability of Relief Wells for Challenging Blowouts. IADC/SPE Drilling Conference and Exhibition.
6. Kunakova A.M., Karpov A.A., Makarova A.M. Development of new formulations of heavy well killing fluids with density of up to 1600 kg/m3 for the conditions of the fields of Gazprom Neft // Neftyanoe khozyaystvo – Oil Industry. Oil Industry Corporation, 2021. – № 12. – P. 34–38.
7. Технологические жидкости, применяемые для глушения эксплуатационных скважин, осложненных аномально высокими пластовыми давлениями / Д.В. Мардашов, В.Н. Дурягин, М.Н. Лиманов, Н.А. Онегов // Neftegaz.RU. – 2022. – № 7(127). – С. 42–48.
8. Ke M., & Foxenberg W. E. (2010). Lubricity of Brine Completion and Workover Fluids. SPE/ICoTA Coiled Tubing and Well Intervention Conference and Exhibition.
9. Lau H.C. Laboratory development and field testing of succinoglycan as a fluid-loss-control fluid / H.C. Lau // Paper SPE 26724. – 1994. – 6 p.
10. Zeigman Yu.V. Prospects of application of multi-functional well killing fluids in carbonate reservoirs / Yu.V. Zeigman, V.Sh. Mukhametshin, A.R. Khafizov and others // SOCAR Proceedings. – 2016. – No. 3. – pp. 33–39.
11. Перепелкин А.С. Разработка биополимерных растворов для глушения скважин с аномально низким пластовым давлением / А.С. Перепелкин, А.Ю. Бикметов // Территория «Нефтегаз». – 2014. – № 6. – С. 16–19.
12. Меркулов А.П. Глушение скважин с аномально низким пластовым давлением химическими реагентами группы компаний Zirax / А.П. Меркулов, М.П. Мершиев // Нефть. Газ. Новации. – 2019. – № 7. – С. 13–15.
13. Szemat Vielma W.E., Mosti I., Gallagher L., & Nergaard K. (2016). International Regula-tions and Compliance for Relief Well and Blowout Contingency Planning. SPE Annual Technical Conference and Exhibition.
14. Upchurch E.R., Falkner S., House A., Nguyen C., & Russell K. 2017). Blowout Prevention and Relief-Well Planning for the Wheatstone Big-Bore Gas-Well Project. SPE Drilling & Completion, 32(03), – 153–167.

References

1. Ekonomicheskaya otsenka uglevodorodnoy syr'yevoy bazy arkticheskogo shel'fa Rossii [Economic assessment of the hydrocarbon resource base of the Russian Arctic shelf. / V.I. Nazarov, G.A. Grigor'yev, O.S. Krasnov, L.V. Medvedeva // Neftegazovaya geologiya. Teoriya i praktika. [Oil and gas geology. Theory and practice]. – 2021. – Vol. 16. – no. 1. (In Russian).
2. Supply – Key World Energy Statistics 2021 – Analysis – IEA Available at https://www.iea.org/reports/key-world-energy-statistics-2021/supply#oil (accessed: 15.09.2022). (In English).
3. Mardashov D.V. (2021). Razrabotka blokiruyushchikh sostavov s kol'matantom dlya glusheniya neftyanykh skvazhin v usloviyakh anomal'no nizkogo plastovogo davleniya i karbonatnykh porod-kollektorov [Development of blocking compositions with a bridging agent for killing oil wells under conditions of abnormally low reservoir pressure and carbonate reservoir rocks]. Zapiski Gornogo Instituta [Notes of the Mining Institute], 251, – pp. 617–626. (In Russian).
4. Dvoynikov M.V. Razrabotka vyazkouprugikh sistem i tekhnologii izolyatsii vodonosnykh gorizontov s anomal'nymi plastovymi davleniyami pri burenii neftegazovykh skvazhin [Development of viscoelastic systems and technology for isolating aquifers with abnormal formation pressures during drilling of oil and gas wells] / M.V. Dvoynikov, V.N. Kuchin, M.Sh. Mintsayev // Zapiski Gornogo instituta [Notes of the Mining Institute]. – 2021. – T. 247. – S. 57–65. DOI:10.31897/PMI.2021.1.7 (In Russian).
5. Chantose P., Oskarsen R., Emilsen M., & Negrao A. (2018). Dynamic Kill Method Using Staged Fluid Densities Can Improve the Killability of Relief Wells for Challenging Blowouts. IADC/SPE Drilling Conference and Exhibition. (In English).
6. Kunakova A.M., Karpov A.A., Makarova A.M. Development of new formulations of heavy well killing fluids with density of up to 1600 kg/m3 for the conditions of the fields of Gazprom Neft Oil Industry Corporation // Neftyanoe khozyaystvo [Oil Industry], – 2021. – no. 12. – pp. 34–38. (In English).
7. Tekhnologicheskiye zhidkosti, primenyayemyye dlya glusheniya ekspluatatsionnykh skvazhin, oslozhnennykh anomal'no vysokimi plastovymi davleniyami [Technological fluids used to kill production wells complicated by abnormally high formation pressures]. V. Mardashov, V.N. Duryagin, M.N. Limanov, N.A. Onegov // Neftegaz.RU [Neftegaz RU]. – 2022. – no. 7(127). – pp. 42–48. (In Russian).
8. Ke M., & Foxenberg W. E. (2010). Lubricity of Brine Completion and Workover Fluids. SPE/ICoTA Coiled Tubing and Well Intervention Conference and Exhibition.(In English).
9. Lau H.C. Laboratory development and field testing of succinoglycan as a fluid-loss-control fluid / H.C. Lau // Paper SPE 26724. – 1994. – p. 6.(In English).
10. Zeigman Yu.V. Prospects of application of multi-functional well killing fluids in carbonate reservoirs / Yu.V. Zeigman, V.Sh. Mukhametshin, A.R. Khafizov and others // SOCAR Proceedings. – 2016. – no. 3. – pp. 33–39.(In English).
11. Perepelkin A.S. Razrabotka biopolimernykh rastvorov dlya glusheniya skvazhin s anomal'no nizkim plastovym davleniyem [Development of biopolymer solutions for killing wells with abnormally low reservoir pressure]. // A.S. Perepelkin, A.Yu. Bikmetov // Territoriya «Neftegaz».[“Neftegaz” Territory] – 2014. – no. 6. – pp. 16–19. (In Russian).
12. Merkulov A.P. Glusheniye skvazhin s anomal'no nizkim plastovym davleniyem khimicheskimi reagentami gruppy kompaniy Zirax [Killing wells with abnormally low reservoir pressure with chemicals from the Zirax group of companies]. / A.P. Merkulov, M.P. Mershiyev // Neft'. Gaz. Novatsii [Oil Gas Novations]. – 2019. – no. 7. – pp. 13–15. (In Russian).
13. Szemat Vielma W. E., Mosti I., Gallagher L., & Nergaard K. (2016). International Regula-tions and Compliance for Relief Well and Blowout Contingency Planning. SPE Annual Technical Conference and Exhibition. (In English).
14. Upchurch E.R., Falkner S., House A., Nguyen C., & Russell K. 2017). Blowout Prevention and Relief-Well Planning for the Wheatstone Big-Bore Gas-Well Project. SPE Drilling & Completion, 32(03), 153–167 (In English).

Комментарии посетителей сайта

    Функция комментирования доступна только для зарегистрированных пользователей

    Авторизация


    регистрация

    Дурягин В.Н.

    Дурягин В.Н.

    к.т.н., старший преподаватель кафедры РНГМ

    ФГБОУ ВО «Санкт-Петербургский горный университет» г. Санкт-Петербург, 199106, РФ

    Лиманов М.Н.

    Лиманов М.Н.

    аспирант

    ФГБОУ ВО «Санкт-Петербургский горный университет» г. Санкт-Петербург, 199106, РФ

    Онегов Н.А.

    Онегов Н.А.

    студент

    ФГБОУ ВО «Санкт-Петербургский горный университет» г. Санкт-Петербург, 199106, РФ

    Шамсутдинова Г.Т.

    Шамсутдинова Г.Т.

    студент

    ФГБОУ ВО «Санкт-Петербургский горный университет» г. Санкт-Петербург, 199106, РФ

    Просмотров статьи: 858

    Рейтинг@Mail.ru

    admin@burneft.ru