Вивчення сучасного загального стану кріплення свердловин підземних сховищ газу Прикарпаття, сучасних підходів до вирішення проблеми герметичного тампонування газових свердловин. Дослідження механізму міграції газу крізь тужавіючий тампонажний розчин.
При низкой оригинальности работы "Підвищення якості кріплення свердловин на підземних сховищах газу Прикарпаття", Вы можете повысить уникальность этой работы до 80-100%
При будівництві підземних сховищ газу (ПСГ) на Прикарпатті особливе місце займають питання герметичності свердловин. Практика буріння свердловин на ПСГ Прикарпаття свідчить, що через наявність у геологічному розрізі до 16 газоносних горизонтів, традиційні технологія та застосовувані технічні засоби не гарантують якісного тампонування обсадних колон. Існують і безконтрольні заколонні перетоки газу тому, що у свердловинах, які мають МКТ, через недостатню чутливість геофізичних приладів, течію газу заколонним простором не виявлено. Складність природи заколонних міграцій газу у свердловинах з пластовими тисками рівними гідростатичним або з аномально низькими пластовими тисками (АНПТ) є наслідком того, що способи їх попередження залишаються мало ефективними; в результаті розгерметизовується ПСГ і забруднюється довкілля. На основі проведених досліджень та аналізу великого обсягу фактичного матеріалу, автором розкрито механізм виникнення заколонного перетоку у свердловинах ПСГ, а також механізм дії на тампонажний розчин надлишкового тиску створюваного на усті у період ОЗЦ.Оскільки структура тампонажної суспензії стає дефектною у ранній період ОЗЦ, відразу ж після закінчення відфільтровування на стадії утворення коагуляційної структури, тобто у той час, коли дисперсна система ще здатна до відновлення зруйнованого просторового каркасу, виникає можливість зруйнувати, а в крайньому випадку деформувати утворену структуру без шкідливих наслідків для процесу тужавіння, міцності і проникності каменю, шляхом передачі через тужавіючий розчин такого виду енергії, яка могла б змінювати структуру порового простору не тільки в місці прикладання, але й на значних глибинах. Для виявлення процесів, які проходять у структурі цементної суспензії від дії надлишкового тиску, була проведена низка експериментів якими, було виявлено здатність цементного розчину стискуватися. Для більш повного використання тампонуючих властивостей цементу, нами розроблено декілька гідро-та фізико-механічних пристроїв, які дозволяють шляхом мокрого домелювання при приготуванні, прискорювати процес структуроутворення цементного розчину і підвищувати тампонуючу здатність цементного каменю. Проведеними рентгено-структурними та диференціально-термічними дослідженнями тампонажного каменю встановлено, що запропонований гідродинамічний диспергатор з одночасним омагнічуванням потоку цементного розчину суттєво поглиблює ступінь гідратації, що збільшує повноту використання вяжучих властивосте цементу, а з нею і якість цементування. Поряд з тим показано, що навіть такий досконалий і прогресивний метод активації як мокре домелювання у вихровому генераторі, де завдяки кавітації утворюється стійкий тонкодисперсний потік, а також послідовна обробка у магнітному полі, де понижується електропотенціал і покращуються реологічні властивості, отриманий тампонажний розчин все ж не гарантує формування у заколонному просторі газонепроникного каменю, враховуючи особливості геологічного середовища ПСГ Прикарпаття.Наявність міжколонних тисків є прямим свідченням втрати герметичності елементами кріплення свердловини, але через відсутність даних про джерела газопроявів, місця вторинного акумулювання, геометрію шляхів міграції та обєми газув, істинна характеристика заколонного перетоку залишається невизначеною. Встановлено, що основною причиною заколонних перетоків в таких умовах є трансформування аномально низького, або рівного гідростатичному пластового тиску в аномально високий, відносно тиску, який створює на нього тужавіючий тампонажний розчин. При цьому встановлено що: в період існування коагуляційної структури і після втрати вільної води розчинення, тампонажний розчин має здатність зменшуватися в обємі внаслідок дії на нього надлишкового тиску; у процесі розподілу тиску відбувається деформація утворених при водовідділенні фільтраційних каналів та зменшення в обємі макропорового простору і, за рахунок ущільнення коагуляційної структури, тампонажний розчин набуває здатності не пропускати крізь заколонний простір газ; швидкість розподілу тиску залежить від обєму відфільтрованої у проникні горизонти вільної води розчинення і чим більше обезводнений тампонажний розчин, тим повільніше передається тиск, незалежно від приросту його величини на усті свердловини.
Вывод
Наявність міжколонних тисків є прямим свідченням втрати герметичності елементами кріплення свердловини, але через відсутність даних про джерела газопроявів, місця вторинного акумулювання, геометрію шляхів міграції та обєми газув, істинна характеристика заколонного перетоку залишається невизначеною. Тому і відсутність МКТ на усті, не може бути ознакою герметичності заколонного простору свердловини. В силу наведених ознак проблема якісного і надійного кріплення свердловин на ПСГ залишається актуальною.
Формування міграційних каналів і виникнення заколонних перетоків крізь заповнений цементним розчином кільцевий простір свердловин, відбувається через недостатню для умов ПСГ Прикарпаття його тампонуючу здатність.
Теоретично обгрунтовано та експериментально досліджено механізм виникнення заколонних перетоків у свердловинах з аномально низькими або рівними гідростатичним пластовими тисками. Встановлено, що основною причиною заколонних перетоків в таких умовах є трансформування аномально низького, або рівного гідростатичному пластового тиску в аномально високий, відносно тиску, який створює на нього тужавіючий тампонажний розчин.
Комплексними дослідженнями вивчено механізм розподілу з глибиною, створюваного на усті свердловини в період тужавіння, надлишкового тиску стовпом тампонажного розчину. При цьому встановлено що: в період існування коагуляційної структури і після втрати вільної води розчинення, тампонажний розчин має здатність зменшуватися в обємі внаслідок дії на нього надлишкового тиску;
у процесі розподілу тиску відбувається деформація утворених при водовідділенні фільтраційних каналів та зменшення в обємі макропорового простору і, за рахунок ущільнення коагуляційної структури, тампонажний розчин набуває здатності не пропускати крізь заколонний простір газ;
тиск вздовж осі свердловини передається плавно і виключно в ранній період тужавіння, а його розподіл носить нелінійний характер і чим більша його абсолютна величина, тим швидше і глибше він проникає крізь тужавіючий тампонажний розчин;
швидкість розподілу тиску залежить від обєму відфільтрованої у проникні горизонти вільної води розчинення і чим більше обезводнений тампонажний розчин, тим повільніше передається тиск, незалежно від приросту його величини на усті свердловини.
На підставі результатів досліджень механізму дії на тампонажний розчин надлишкового тиску розроблено технологію попередження заколонних перетоків у період тужавіння та створено спеціальний агрегат для її застосування. Впровадження нової технології показало, що: при створенні 3...5 імпульсів надлишкового тиску величиною 3...4 МПА і висоті стовпа тампонажного розчину 1100...1250 м, рівень у заколонному просторі понижується на 30...80 м;
створення надлишкового тиску на усті дає можливість уникнути появи міжколонних тисків у період тужавіння тампонажного розчину у свердловинах ПСГ.
З метою попередження міграції газу у заколонний простір свердловин підземних газосховищ, ліквідації існуючих міжколонних тисків та недопущення заколонних перетоків протягом всього періоду служби свердловин на ПСГ розроблено на рівні винаходів: пристрої для підвищення тампонуючої здатності тампонажних розчинів при їх приготуванні та транспортуванні у заколонний простір (А.с. СССР № 1269821, 1406869, 1379136, 1406868, 1402155, 1392727, 1483706, 1793756, 1793758, 1788626, 1827853, 1793755, 1786871, 1481377, 1392727, 1788810). технології та пристрої для ліквідації міжколонних тисків (А.с. СССР № 1461866 і 1540188). технологічну схему способу кріплення свердловин на газосховищах (А.с. СССР № 4213931).
Практика використання розроблених технологій та технічних засобів при цементуванні понад 400 свердловин на ПСГ Прикарпаття підтвердила їх технологічність та ефективність. Економічний ефект лише за перших 3 роки впровадження склав понад 1 млн. грн.
Список литературы
Баранецький М.В. Про природу заколонного газопроявлення під час ОЗЦ у свердловинах з нормальними та АНПТ. // Розр. нафт. і газ. родовищ, вип. 35 том 2, 1998, -С. 168-175.
Баранецький М.В. Причины нарушения целостности промежуточних колон прикреплении скважин на ПСГ Прикарпатья и меры их предупреждения. И.С. ВНИИЭГ, серия НТД и ПО, 1990. № 2. -С. 42-45.
Баранецкий М.В., Барабаш И.В., Галык В.В. Предупреждение заколонных проявлений в период ОЗЦ // Нефтяная и газовая промышленность. -1990. -№ 2.-С. 27 -28.
Баранецкий М.В., Барабаш И.В., Галык В.В. К вопросу вызова притока из скважин // Нефтяная и газовая промышленность. -1991. -№ 2. -C. 38-39.
Баранецький М.В., Савків Б.П., Сидор П.Г. Надійність і довговічність ПСГ - пошук рішень. // Нафтова і газова промисловість. -1991. -№ 4. -С. 46-47.
А.с. 1269821, СССР. МКИ В 01 F 11/ 02.Гидравлический диспергатор (соавторы Б.И. Навроцкий, В.В.Фридрак, М.М.Мердух и другие) Опубл.в Б.И. 1986, № 42.
А.с. 1406869, СССР. Смеситель (соавторы А.М.Абдулзаде, В.А. Бандурченко, З.С.Иззадуст), ДСП.
А.с. 1793756, СССР. МКИ Е21 В21/00. Устройство для обработки цементного раствора (соавторы А.М.Абдулзаде, Н.В.Боднарук, А.Б.Зильберман), ДСП.
А.с. 1793758, СССР. МКИ Е21 В33/14. Устройство для обработки буровых и тампонажных растворов (соавторы А.М.Абдулзаде, Ш.Х.Джанмамедов, М.Х.Яныков), ДСП.
