Технические науки/10. Горное дело

К.т.н. Мерчева В.С.

Астраханский государственный университет, Россия

Использование геохимических технологий при исследовании процессов поступления межколонных флюидов на дневную поверхность

Одной из проблем при разработке залежей глубокозалегающих нефтегазоконденсатных месторождений является проблема поступления пластового флюида в межколонное пространство (МКП) с дальнейшим выходом к устью скважины, создающее опасность разгерметизации устьевого оборудования, нарушения целостности обсадных колонн, и, как следствие, нерегулируемого выхода пластового флюида на «дневную поверхность». При этом на устье скважины между обсадными колоннами манометрами фиксируется давление, определяемое как межколонное давление (МКД), воспринимаемое как давление между эксплуатационной и обсадными колоннами, а также способное восстанавливаться до первоначально максимального значения после его регулярного стравливания.

Этот вид проявлений называют межколонными проявлениями (межколонными флюидами), последствиями которых кроме потерь больших объёмов углеводородной продукции наблюдается селективная потеря наиболее ценных высокомолекулярных компонентов. А межколонные проявления на скважинах глубокозалегающих нефтегазоконденсатных месторождений сложного многокомпонентного состава с аномально высоким содержанием химически агрессивных сероводорода и диоксида углерода усложняют задачу обеспечения штатного технического состояния оборудования скважин, экологической безопасности объектов окружающей среды и условий труда обслуживающего персонала.

Анализ промысловых данных по основным нефтегазодобывающим регионам России подтверждает, что количество скважин, особенно газовых, в которых возникают межколонные проявления (межколонные давления), очень велико. Только по месторождениям северной части Прикаспия количество скважин с межколонными давлениями (МКД) различной интенсивности составляют 50 % [1, 2, 3]. При этом множество скважин имеют МКД в двух и более межколонных пространствах, пример распределения фонда скважин газоконденсатного месторождения с повышенным содержанием высокоагрессивных сероводорода и диоксида углерода (до 28%_моль. и 16 %_моль. соответственно) по состоянию межколонных пространств МКП 7" х 9", МКП 9" х 12" и МКП 12" х 16" представлен на диаграмме в соответствии с рисунком 1.

Рисунок 1 – Распределение фонда скважин по наличию флюидов

в межколонных пространствах

В виду того, что согласно «Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности» (ПБ 08-624-03) скважины с межколонными давлениями (МКД) считаются технически неисправными, что требует принятия мер к устранению МКД, а в случае невозможности – к ликвидации скважины. Но рассматривать ликвидацию скважины, как единственную радикальную меру устранения экологической опасности нецелесообразно экономически, а сам процесс ликвидации представляет, по своей сути, не меньшую техническую проблему. Кроме того, в ситуации ограниченных нефтегазовых запасов экономически наиболее целесообразна подконтрольная эксплуатация скважин с межколонными проявлениями в рамках повсеместно внедряющегося производственно-экологического мониторинга, как одного из основных направлений информационного сопровождения разработки и эксплуатации таких залежей.

В связи с этим возрастает роль геохимических исследований, хорошо зарекомендовавших себя информативностью и оперативностью получения сведений, очень важно и то, что они являются неразрушающими методами контроля. В этом случае результаты исследования межколонных флюидов, согласуясь с требованиями Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности (ПБ 08-624-03), позволяют осуществлять дальнейшую эксплуатацию скважин с наличием межколонных перетоков [4, 5].

Разработка комплекса показателей геохимических исследований при идентификации межколонных флюидов с целью предупреждения их последующего поступления, ограничения и ликвидации, может являться эффективным инструментом для достижения поставленной задачи в обеспечении экологической и промышленной безопасности и продлении срока функционирования промышленных объектов с максимальным экономическим эффектом [6].

Межколонные флюиды имеют различную природу и в зависимости от этого они требуют дифференцированного подхода в оценке состояния крепи скважины на предмет ликвидации, консервации или дальнейшей её эксплуатации. Природа межколонных давлений, возникающих в зацементированном кольцевом пространстве на различных этапах жизни скважины, имеет геологическую, технико-технологическую, физико-химическую и другие причины [7].

В результате экспериментальных исследований физико-химических свойств межколонных флюидов проведена их геохимическая классификация и выделено четыре основных типа с характерными отличиями внутри каждого из них:

I тип водно-органические флюиды (наиболее распространённый тип межколонных проявлений) различаются на высокоминерализованные и слабоминерализованные.

II тип газовые проявления, составляющие около 10 % от всех видов межколонных проявлений и различающиеся по составу как собственно углеводородные, так и с примесью неуглеводородных газов в различных соотношениях индивидуальных компонентов.

III тип органические жидкие флюиды с плотностью не более 0,95.

IV тип «смешанные» проявления, наиболее часто проявляющиеся с превалированием той или иной его составляющей: водно-органические флюиды с преобладанием водной или органической фазы, растворы технологических реагентов, эмульсии сложного агрегатного состояния, газовые и нефтяные компоненты и т.д. [6].

Межколонные проявления III и IV типов наиболее разнообразны по своему происхождению и компонентному составу. Они зафиксированы на 100 скважинах АГКМ в отдельные периоды их эксплуатации. При этом на многих скважинах наблюдалось одновременное присутствие органических межколонных флюидов и в МКП 7" х 9" и в МКП 9" х 12" , в МКП 7" х 9" и МКП 12" х 16", или во всех трёх межколонных пространствах.

Предварительное определение физико-химических показателей межколонных жидких флюидов органического характера (III тип) позволяют их группировку уже на этой стадии исследования, а также при необходимости выбрать методы дальнейших исследований с использованием хроматографических методов анализа.

Определение фракционного состава жидких органических флюидов, различающихся по плотности лёгких, до 850 кг/м³, средних, от 851 до 885 кг/м³, тяжёлых, более 885 кг/м³, позволяет провести их дальнейшую интерпретацию.

По результатам экспериментальных анализов фракционного состава органических проб часть межколонных флюидов с плотностью до 850 кг/м³ идентифицирована как раствор ингибитора коррозии в дизельном топливе различной концентрации. Характерной их особенностью является пониженная температура начала кипения по сравнению с чистым дизельным топливом (таблица 1).

Таблица 1 – Экспериментальные исследования фракционного состава

жидких органических флюидов (лёгких по плотности)

Объект исследования	Плотность ()	Фракционный состав
		НК, °С	до 180 °С, %	до 300 °С,%	выход, %
1	0,822	62	28	68	84
2	0,815	65	25	65	87
3	0,780	60	42	75	82
4	0,827	43	24	66	80

Экспериментальными исследованиями выявлен факт территориальной локализации скважин с наиболее лёгкими, плотностью менее 830 кг/м³, межколонными флюидами органического происхождения.

В таблице 2 представлены результаты анализов фракционного состава более тяжёлых жидких органических флюидов, которые в зависимости от фракционного состава делятся на группы, имеющие температуру кипения ниже 100ºС и выход светлых фракций до 50 см³, например, нефти Филипповского горизонта, и пробы, имеющие высокую температуру начала кипения (более 170ºС) и выход светлых фракций (выкипающих до 300ºС) менее 35 %.

Таблица 2 – Экспериментальные исследования фракционного состава

жидких органических флюидов (средних по плотности)

Объект исследо-вания	Плотность ()	Фракционный состав
		НК, °С	до 100 °С, %	до 180ºС, %	до 300ºС, %	КК, ºС	выход, %
5	0,868	170	-	-	29	320	49
6	0,866	210	-	-	55	340	79
7	0,854	48	8	26	60	320	69
8	0,868	98	0,8	10	58	326	66

Флюиды с плотностью более 885 кг/м³ относятся, в основном, к техногенным высокопарафинистым нефтям. Однако к этому типу относятся и группы, представляющие собой смесь дизельного топлива, ингибитора коррозии и реагента Т-80 (таблица 3).

Таблица 3 – Экспериментальные исследования фракционного состава

жидких органических флюидов (тяжёлых по плотности)

Объект исследо- вания	Плотность	Фракционный состав
		НК, °С	до 100°С,%	до 180°С,%	до 300°С,%	КК,°С	выход, %
9	0,894	70	2	15	58	335	80
10	0,930	90	0,5	9	71	318	80
11	0,934	83	1	12	76	320	82
12	0,898	78	1,0	14,0	40	320	50
13	0,885	87	2	13	78	322	92

По результатам экспериментальных исследований выявлена прямая зависимость фракционного состава от условий отбора пробы: с увеличением межколонного давления остаток после перегонки увеличивается (т.е. увеличивается содержание высокомолекулярных УВ), что и согласуется с увеличением плотности пробы.

Таким образом, экспериментальные результаты исследований данного этапа позволяют определить, что флюиды могут представлять собой углеводородные проявления из вскрытой продуктивной толщи, растворы ингибитора коррозии в дизельном топливе или метаноле и т.д. Количественное соотношение типов межколонных флюидов (МКП 7"х 9") органического происхождения на примере модели Астраханского ГКМ представлено на диаграмме в соответствии рисунком 2.

Рисунок 2 – Соотношение типов межколонных флюидов (МКП 7"х 9") органического происхождения

Дальнейшая интерпретация возможна при использовании геохимических хроматографических исследований органических межколонных флюидов. Ранее отнесённые по плотности межколонные углеводородные флюиды к различным подтипам в зависимости от закономерностей концентрационного распределения нормальных алканов дополнительно подразделяются на группы:

– первая группа – флюиды, идентифицированные как нефти продуктивного (филипповского горизонта), по характерным признакам в молекулярном составе могут различаться по физико-химическим параметрам. Образец одной из нефтей приведён на хроматограмме в соответствии с рисунком 3;

– вторая группа – техногенные нефти, использованные на различных стадиях строительства и эксплуатации скважин, в том числе, при бурении, характеризуются наличием примесей, регистрируемых на хроматограммах общими пиками с нормальными углеводородами;

– третья группа – высокопарафинистые нефти вскрытой толщи. Данные газо-жидкостной хроматографии (ГЖХ) хорошо демонстрируют «горб» в области

П – пристан; Ф – фитан; пики 10 ÷ 36 – нормальные парафины;

* - пики, идентифицированные как неуглеводородные компоненты

Рисунок 3 – Хроматограмма пробы межколонного флюида МКП 7" х 9" (нефти филипповского горизонта)

высокомолекулярных УВ. Результаты эксперимента представлены на хроматограмме в соответствии с рисунком 4;

– четвёртая группа – флюиды, идентифицированные, как раствор ингибитора коррозии в дизельном топливе (или метаноле).

А дальнейшие исследования межколонных флюидов, идентифицированных как нефти филипповского горизонта (зафиксированы на 24 скважинах, расположенных по периметру АГКМ) показывают, что они относятся к разряду высокопарафинистых (содержание парафина более 6 %_масс.), в основном, они застывают при положительных температурах, имеют тёмно-коричневый и черный цвет. По остальным показателям эти нефти делятся на две геохимические группы нефти средней плотности 0,849 г/см³, и имеют кинематическую вязкость при 20°С до 24 сСт, при 50°С до 7 сСт, среднюю серность (0,7 %_масс.), содержат 7 %_мас. селикагелевых смол и 0,18 %_масс. асфальтенов, до 200°С в них выкипает 26 %_об. фракций.

На модели Астраханского ГКМ установлено, что нефти филипповского горизонта, обладающего высоким энергетическим уровнем, мигрируют к скважинам, внедряясь в межколонные (МКП 7" х 9", МКП 9" х 12", МКП 12" х 16") и трубное пространства.

Таким образом, внедренный в соответствии с требованиями ПБ 08-624-03, геохимический контроль межколонных флюидов позволяет получать объективную оценку технического состояния промысловых объектов на протяжении всего срока эксплуатации месторождения, характеризующегося межколонными проявлениями, обеспечивая при этом стабильную компонентоотдачу скважин.

Кроме того, в отсутствие достаточного количества дорогостоящих наблюдательных скважин, информация, полученная в ходе регулярных исследований проб межколонных перетоков эксплуатационных скважин, позволяет контролировать и создать базы данных состава флюидов, соответствующих геологическим горизонтам территории разрабатываемого месторождения (свидетельства Российского агентства по патентам и товарным знакам об официальной регистрации баз данных "Справочно-информационный комплекс. База данных подземных вод, извлекаемых с товарной продукцией", № 2002620050 от 28.03.02г., Мерчева В.С., Рылов Е.Н., и др.; "Справочно-информационный комплекс. База данных гидрохимических показателей промысловых типов попутных вод АГКМ" № 2002620107 от 17.06.02г., Мерчева В.С.,

П – пристан; Ф – фитан; пики 8 ÷ 40 – нормальные УВ;

и13 ÷ и18 – изопреноидные УВ соответствующей молекулярной массы

Рисунок 4 – Хроматограмма пробы межколонного флюида МКП 7" х 9" (высокопарафинистой нефти)

Серебряков О.И., и др.; "Состав пластового газа АКМ" № 2004620109 от 29.04.2004).

Использование геохимических технологий при исследовании процессов поступления межколонных флюидов на дневную поверхность способствует стабилизации экологической и промышленной безопасности и продлению срока функционирования промышленных объектов.

Литература:

1. Перепеличенко В.Ф. Разработка нефтегазоконденсатных месторождений Прикаспийской впадины [Текст] / В.Ф. Перепеличенко, Ф.Р. Билалов, М.И. Еникеева и др. – М.: Недра, 1994. –363 с.

2. Перепеличенко, В.Ф. Основные положения разработки Астраханского ГКМ и их реализация за 2001-2002гг [Текст]/ В.Ф. Перепеличенко // Материалы научно-технического совещания ОАО «ГАЗПРОМ» по проблеме межколонных давлений на АГКМ. – Астрахань, 2002. – С. 24–29.

3. Закиров, С.Н., Принципы освоения Прикаспийских залежей [Текст] / С.Н. Закиров, Ю.П. Коротаев // Газовая промышленность, 1985. – № 11. – С. 5–8.

4. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности (ПБ 08-624-03) [Текст] / М.: ДЕАН, 2008. – 320 с.

5. Мерчева, В.С. Идентификация проб межколонных проявлений в ходе реализации производственного экологического мониторинга [Текст] / В.С. Мерчева, Л.В. Богачкова и др. // Защита окружающей среды в нефтегазовом комплексе ОАО «ВНИИОЭНГ». – Москва, 2005. – № 1. – С. 15–18.

6. Мерчева, В.С. Классификация межколонных проявлений скважин Астраханского газоконденсатного месторождения и методы их химического анализа [Текст] / В.С. Мерчева, А.А. Андреев и др.// Материалы научно-технического совещания ОАО «ГАЗПРОМ» по проблеме межколонных давлений на АГКМ. – Астрахань, 2002. – С. 18–19].

7. Рекомендации по эксплуатации, консервации и ремонту скважин с межколонными давлениями на АГКМ [Текст]/ В.Г. Тихонов, Г.Р. Вагнер, Е.Н. Рылов, В.С. Мерчева и др. – Астрахань: ИПЦ «Факел» ООО «Астраханьгазпром». – 2001. – 44 с.