Система повышения ресурса обсадной колонны эксплуатационной нефтегазовой скважины

Полезная модель относится к средствам эксплуатации нефтегазовых скважин и подземных хранилищ газа (ПХГ), а именно к системе повышения ресурса обсадной колонны эксплуатационной нефтегазовой скважины. С. содержит геодезическую марку на участке, примыкающем к верхнему торцу обсадной колонны, с установленной на ней первой нивелирной рейкой, репер грунтовый с установленной на нем второй нивелирной рейки, нивелир, оптическую систему, предназначенную для определения по нивелирным рейкам положения верхнего торца обсадной колонны относительно грунтового репера, а также средство для удаления нижней части обсадной колонны. Задача повышения ресурса обсадной колонны эксплуатационной нефтегазовой скважины решается за счет создания условий для уменьшения деформирования обсадной колонны под действием горного давления во время закачивания и отбора активного объема газа из ПХГ путем определения положения нижнего торца (башмака) обсадной колонны эксплуатационной нефтегазовой скважины и расположения его строго в полости ПХГ.

Предлагаемая полезная модель относится к средствам эксплуатации нефтегазовых скважин и подземных хранилищ газа (ПХГ), а именно к системе повышения ресурса обсадной колонны эксплуатационной нефтегазовой скважины.

Во время эксплуатации нефтегазовых скважин и ПХГ в результате закачивания и отбора активного объема газа через обсадную колонну в продуктивный коллектор, содержащая его толща горных пород испытывает знакопеременные напряжения. Это приводит к деформации, разрушению и разгерметизации обсадных колонн эксплуатационных нефтегазовых скважин, нарушению герметичности коллектора. загазованности территории и потерям газа /1, 2/. Поэтому авторами были проведены исследования, направленные на определение основных факторов, влияющих на ресурс обсадной колонны эксплуатационной нефтегазовой скважины.

В основу предлагаемой полезной модели поставлена задача создания системы повышения ресурса обсадной колонны эксплуатационной нефтегазовой скважины за счет создания условий для уменьшения деформирования обсадной колонны под действием горного давления во время закачивания и отбора активного объема газа из ПХГ путем определения положения нижнего торца (башмака) обсадной колонны эксплуатационной нефтегазовой скважины и расположения его строго в полости ПХГ.

Поставленная задача решается предлагаемой системой повышения ресурса обсадной колонны эксплуатационной нефтегазовой скважины, содержащей геодезическую марку на участке, примыкающем к верхнему торцу обсадной колонны, с установленной на ней первой нивелирной рейкой, репер грунтовый с установленной на нем второй нивелирной рейки, нивелир, оптическую систему, предназначенную для определения по нивелирным рейкам положения верхнего торца обсадной колонны относительно грунтового репера, а также средство для удаления нижней части обсадной колонны.

Башмак может располагаться в полости ПХГ, а может упираться в его дно или даже пересекать ПХГ сверху вниз. При этом в случае расположения башмака непосредственно в полости ПХГ обсадная колонна смещается вместе с толщей горных пород и поэтому, практически, не деформируется. Если же башмак упирается в дно ПХГ или располагается ниже его дна, то при закачивании и выкачивании газа из ПХГ

из-за разности в величинах смещения толщи горных пород и обсадной колонны, последняя деформируется. Это приводит к разрушению и разгерметизации обсадной колонны, нарушению герметичности коллектора, загазованности территории и к потерям газа. Поэтому решение проблемы размещения башмака обсадной колонны строго в полости ПХГ является чрезвычайно важным.

Предлагаемая система работает так. Для регистрации смещения верхнего торца обсадной колонны на геодезическую марку на участке, примыкающем к верхнему торцу обсадной колонны устанавливают первую нивелирную рейку, на репере грунтовом устанавливают вторую нивелирную рейку и с помощью оптической системы нивелира фиксируют положение торца обсадной колонны относительно репера грунтового в соответствии с /3/.

Эксплуатация ПХГ включает операции периодического отбора продукта из пласта и операции закачивания продукта в пласт через обсадную колонну эксплуатационной нефтегазовой скважины, измерения путем высокоточного нивелирования положения верхнего торца обсадной колонны после операций откачивания и закачивания продукта в пласт. По результатам измерения определяют положение нижнего торца обсадной колонны относительно пласта с продуктом, а именно, в случае выявления снижения уровня верхнего торца обсадной колонны после операции откачивания продукта считают, что нижний торец обсадной колонны расположен в пласте с продуктом, а в случае выявления повышения уровня верхнего торца обсадной колонны после операции откачивания продукта считают, что нижний торец обсадной колонны расположен ниже пласта с продуктом, а потому удаляют нижний фрагмент обсадной колонны, обеспечивают расположение нижнего торца обсадной колонны в пласте с возможностью колебания обсадной колонны вместе с толщей горных пород, через которую она проходит, повышая тем самым ресурс обсадной колонны эксплуатационной нефтегазовой скважины.

Пример. Было исследовано Червонопартызанськэ ПХГ, расположенное в южной прибортовой зоне северо-западной части Днепровско-Донецкой впадины (ДДВ). Червонопартызанська брахиантиклинальная складка пролегает с северо-запада на юго-восток и имеет на границе фактического газоводного контакта по прохождению 4,8 км, поперек прохождения 2,5 км. Основным рабочим горизонтом является песчаник нижнего бата, средняя толщина которого составляет 15 м. Расположенный ниже песчаник в байосе также является рабочим пластом и имеет среднюю толщину до 10 м.

Эти газосодержащие пласты разделены глинистой прослойкой толщиной около 5 м. Складка рассечена на два блока разрывным нарушением, которое пролегает с юго-запада на северо-восток. Северо-западный блок залегает ниже на 20 м, чем юго-восточный блок, являющийся основным рабочим объектом. Активный и буферный объемы газа составляют по 1,5 млрд. м³. Во время максимального закачивания пластовое давление равняется 5,85 МПа, при каждом полном отборе - 3,66 МПа.

Для исследований был построен геодинамическиий полигон, пересекающий Червонопартизанскую структуру поперек ее прохождения и проходит при этом через северо-западный и юго-восточный блоки. Геодинамический полигон закреплен грунтовыми реперами, представляющими собой металлические штыри диаметром 3/4" и длиной 1,8 м. Конечные (исходные) реперы выходят за пределы газоводяного контакта с таким расчетом, чтобы на исходные точки наблюдений не влиял техногенный фактор.

При исследованиях была использована система для установления положения нижнего торца (башмака) обсадной колонны эксплуатационной нефтегазовой скважины, которая включала геодезическую марку на участке, примыкающем к верхнему торцу обсадной колонны, установленную на ней нивелирную рейку, репер грунтовый, на головке которого была установлена рейка нивелирная, и нивелир. В качестве геодезической марки использовали замаркированную шпильку соединительных фланцев верхнего торца обсадной колонны и трубопровода. Нивелир устанавливали на штативе на одной визирной оси, перпендикулярной нивелирным рейкам, и с помощью оптической системы нивелира фиксировали положение торца обсадной колонны относительно репера грунтового.

За профильными линиями геодинамического полигона проложены четыре цикла высокоточного нивелирования второго класса по программе нивелирования первого класса. Первый цикл провели после завершения откачивания газа из газохранилища. Второй - через два месяца после начала закачивания. Третий цикл был проведен после полного закачивания газа перед началом его отбора. Четвертый был выполнен после окончания отбора перед закачиванием газа.

Было выявлено, что упругие породы коллектора во время циклического закачивания и отбора газа упруго деформируются (за счет увеличения и уменьшения объема порового пространства), а рыхлые участки песчаника разуплотняются или уплотняются за счет переупаковки зерен горных пород.

Во время исследований были зафиксированные такие факты:

а) верхний торец обсадной колонны после операции отбора продукта из пласта повышался;

б) верхний торец обсадной колонны после операции отбора продукта из пласта снижался;

в) верхний торец обсадной колонны после операции закачивания продукта в пласт повышался;

г) верхний торец обсадной колонны после операции закачивания продукта в пласт снижался.

Было установлено такое объяснение выявленным фактам:

а) нижний торец обсадной колонны (башмак) прошел газоносный пласт, а потому во время операции отбора продукта толща горных пород, в которой расположена обсадная колонна, и обсадная колонна смещаются не синхронно. Это ведет к деформированию, последующему разрушению и разгерметизации колонны.

б) нижний торец обсадной колонны (башмак) находится в газоносном пласте, а потому во время операции отбора продукта толща горных пород, в которой расположена обсадная колонна, и обсадная колонна смещаются синхронно, то есть в одном направлении и на одинаковое расстояние. Это является оптимальным режимом эксплуатации обсадной колонны.

в) нижний торец обсадной колонны (башмак) находятся в газоносном пласте, а потому во время операции закачивания продукта пласт горных пород, в котором расположена обсадная колонна, и обсадная колонна смещаются синхронно - в одном направлении и на одинаковое расстояние. Это является оптимальным режимом эксплуатации обсадной колонны.

г) нижний торец обсадной колонны (башмак) прошел газоносный пласт, а потому во время операции закачивания продукта толща горных пород, в которой расположена обсадная колонна, и обсадная колонна смещаются относительно друг друга, то есть в противоположных направлениях. Это ведет к деформированию, последующему разрушению и разгерметизации колонны.

Учитывая изложенное, для создания оптимального режима эксплуатации обсадной колонны в случаях а) и г) нижний фрагмент обсадной колонны удаляли путем его отстрела. При этом нижний (свободный) торец обсадной колонны располагался в пласте. После отстрела фрагмента провели повторные исследования, которые подтвердили эффективность предлагаемого способа. А именно, поскольку толща горных пород, в которой расположена обсадная колонна, деформировалась (смещалась

в вертикальном направлении) вместе с обсадной колонной, на колону практически не влияли усилия относительно ее растяжения и скручивания. Об этом свидетельствует и тот факт, что случаев разгерметизации таких колонн выявлено не было. А потому ресурс колонны с удаленным нижним фрагментом был существенно увеличен.

Использованная литература:

1. Добрынин В.М., Пенькова И.А. Уплотнение осадочных пород при воздействии техногенных аномальных низких пластовых давлений // Нефт. хоз-во. - 1985. - №8. - С.42-45.

2. Турчанинов И.А., Иофис М.А., Каспарьян Э.В. Основы механики горных пород. - Л.: Недра. - 1989. - 487 с.

3. Инструкция по нивелированию 1, 2, 3 и 4 классов. - М.: Главное управление геодезии и картографии при Совете Министров СССР. - 1974. - 160 с.

Система повышения ресурса обсадной колонны эксплуатационной нефтегазовой скважины, содержащая геодезическую марку на участке, примыкающем к верхнему торцу обсадной колонны, с установленной на ней первой нивелирной рейкой, репер грунтовый с установленной на нем второй нивелирной рейкой, нивелир, оптическую систему, предназначенную для определения по нивелирным рейкам положения верхнего торца обсадной колонны относительно грунтового репера, а также средство для удаления нижней части обсадной колонны.