Заходи з попередження пошкодження обсадних колон в текучих породах внаслідок корозії труб науково-дослідна група

Размещено на http://www.allbest.ru/

Заходи з попередження пошкодження обсадних колон в текучих породах внаслідок корозії труб науково-дослідна група

Ковбасюк Ігор Михайлович

канд. техн. наук, доцент, доцент кафедри буріння свердловин Івано-Франківський національний технічний університет нафти і газу, Україна

Васько Андрій Іванович

канд. техн. наук, доцент, доцент кафедри буріння свердловин Івано-Франківський національний технічний університет нафти і газу, Україна

Бейзик Ольга Семенівна

канд. техн. наук, доцент, доцент кафедри буріння свердловин Івано-Франківський національний технічний університет нафти і газу, Україна

Васько Іван Андрійович

здобувач вищої освіти інституту нафтогазової інженерії

Івано-Франківський національний технічний університет нафти і газу,

Анотація

Встановлено, що корозія труб є однією з основних причин пошкоджень обсадних колон в інтервалах залягання текучих порід після тривалого часу експлуатації свердловин. Запропоновано деякі заходи з захисту обсадних труб від корозії. Також при розрахунку проміжних колон на зовнішній надлишковий тиск для інтервалів залягання текучих порід рекомендовано ввести коефіцієнт запасу міцності k, який підвищить опір проміжних колон гірському тиску в умовах високої імовірності зниження міцнісних характеристик труб внаслідок корозії' при тривалій експлуатації свердловин.

Ключові слова: текучі породи, свердловина, пошкодження, обсадні труби, агресивне середовище, коефіцієнт запасу міцності, сірководень.

Статистичні дані показують, що близько 7 % від усіх аварій в бурінні нафтових і газових свердловин припадає на аварії з трубами обсадних колон, а на їх ліквідацію витрачається приблизно 12 % від усього аварійного часу. Дуже часто ремонтно-відновлювальні роботи не мають позитивних результатів, і закінчені бурінням свердловини, а також і ті, що знаходяться в експлуатації, приходиться ліквідовувати з технічних причин. Крім значних матеріальних втрат, це призводить до пониження коефіцієнтів флюїдовилучення, порушення режимів відбору пластових флюїдів, забруднення навколишнього середовища та інше.

Аналіз промислових матеріалів на родовищах Прикарпаття показав, що більшість випадків пошкоджень труб обсадних колон зафіксовано в інтервалах залягання нестійких текучих порід після тривалого часу експлуатації свердловин [1]. Так, на Орів-Уличнянському нафтовому родовищі Бориславського нафтопромислового району у більшості свердловин випадки зім'яття були виявлені після тривалої експлуатації (12^15 років), хоча є ряд свердловин, де пошкодження колон були виявлені через 3^7 років (99-Орів, 58- Іваники) після введення їх в експлуатацію. Аналіз даних по родовищах Долинського нафтопромислового регіону також показав, що майже всі випадки зім'яття обсадних колон мали місце в інтервалах залягання текучих порід після 10^24 років експлуатації свердловин. текуча порода свердловина пошкодження

В процесі тривалої експлуатації свердловини зім'яття обсадної труби від дії рівномірного гірського тиску в текучих породах можливе тільки внаслідок місцевої втрати стійкості її форми [2] і спричинене, головним чином, негативним впливом зношування та корозії труб.

Встановити безпосередньо прямими методами, що обсадна колона проіржавіла на даний час не вдається, тому що обсадні колони повністю підня - ти на поверхню неможливо. Обсадні колони піднімалися з свердловин дуже рідко, причому не повністю.

Про імовірність корозії обсадних труб на родовищах Прикарпаття свідчать наступні фактори:

- наявність в розрізі пластової води з різним ступенем мінералізації (в тому числі високомінералізованої) [1 ];

- ріст аварійності труб обсадних колон з часом, що характерно для корозійних процесів [3];

- зменшення порушень обсадних колон в якісно зацементованих корозійностійкими тампонажними розчинами свердловинах.

Корозійне руйнування зовнішньої поверхні труб відзначається у всіх нафтових і газових свердловинах незалежно від способу експлуатації. Внутрішня корозія труб має місце в нагнітальних і сильно обводнених свердловинах. Переважаюча роль у руйнуванні труб обсадної колони належить зовнішній корозії [3, 4]. Відомі три основні причини корозійного пошкодження обсадних труб: гальванічна дія, блукаючі струми та корозійна активність пластової води [4].

Для попередження імовірності процесу корозії труб необхідно запобігти умовам, які сприяють цьому процесу, тобто виключити безпосередній контакт обсадних колон з пластовими водами.

Найбільш розповсюдженим методом захисту обсадних труб від корозії вважається цементування свердловин. Якісне цементне кільце надійно захищає обсадні труби від негативного впливу корозії, оскільки виключається циркуляція пластової води по затрубному просторі, попереджається контакт труб з агресивними пластовими водами і газами, проходить пасивація поверхні труб за рахунок утворення високолужного середовища [4]. Однак в процесі експлуатації свердловини, цементний камінь, що не володіє корозійною стійкістю до пластового середовища, швидко руйнується і не запобігає корозії труб.

Багатофакторним аналізом з використанням теорії розпізнання об'єктів [5] встановлено, що тампонування обсадних колон в інтервалах залягання текучих порід цементними розчинами, які найбільш широко використовувались на родовищах Прикарпаття (на основі цементно-глинистої тампонажної суміші (ЦГС), ЦХС, тампонажного портландцементу ПТЦ-100), створює несприятливі умови з точки зору цілісності кріплення свердловин. Це обумовлено невідповідністю тампонажного матеріалу умовам цементування свердловин у вказаних інтервалах.

Очевидно, що для створення довговічного тампонажного каменю в інтервалах залягання текучих порід вибір тампонажного матеріалу необхідно проводити, виходячи із термобаричних умов його застосування і корозійної активності пластових вод.

Для воротищенських відкладів Бориславсько-Покутської зони у межах вивчених глибин поширені води хлоркальцієвого і, значно рідше, хлормагнієвого типів, мінералізація яких знаходиться в межах від 114 г/л до 237 г/л (густина вод 1076 ^ 1175 кг/м³ ). Вміст гідрокарбонатів коливається від 0.05 %-екв. до 0.22 %-екв., сульфатів - від 0.18 %-екв. до 4.91 %-екв., йоду - від 2 мг/л до 8 мг/л і брому від 95 мг/л до 217 мг/л. Пластові води воротищенських відкладів є водами вилуговування, тому їх мінералізація і склад залежать від складу порід, в яких вони вміщуються.

Згідно [6], для даного пластового середовища як корозійностійкі рекомендовані тампонажний піщанистий портландцемент, шлакопортландцемент ШПЦС-І20 та ШПЦС-200, магнезіальний цемент. З метою запобігання розчинення солей та підвищення міцності зчеплення цементного каменю з солями, необхідно застосовувати тампонажні розчини, водна фаза яких насичена відповідною сіллю (зокрема, для воротищенських відкладів - NaCl).

Слід відзначити, що сучасна технологія проведення тампонажних робіт не може гарантувати якісного заповнення цементним розчином всього інтервалу залягання текучих порід і не виключає можливості безпосереднього контакту деякої частини обсадної колони з агресивним пластовим середовищем. Крім того, на сьогоднішній час відсутні достовірні дані про стан тампонажного каменю (в тому числі корозійностійкого) в умовах пластового середовища після тривалого періоду експлуатації свердловини. Тому при розрахунку обсадних труб проміжних колон на зовнішній надлишковий тиск для інтервалів залягання текучих порід на родовищах Прикарпаття, рекомендується ввести коефіцієнт запасу міцності k, який підвищить опір проміжних колон гірському тиску в умовах високої імовірності зниження міцнісних характеристик труб внаслідок корозії при тривалій експлуатації свердловини. Згідно результатів

лабораторних досліджень швидкості корозії металу в різних агресивних се - редовищах [3], коефіцієнт запасу міцності проміжних колон на зім'яття k для воротищенських та поляницьких відкладів рекомендується прийняти відповідно 1.1^1,15 та 1.05 ^ 1.10. Значення k в подальшому повинно бути уточнене після більш глибокого та усестороннього вивчення промислових даних.

При наявності в пластових водах сірководню, який значно посилює їх корозійну активність, крім вищенаведених заходів, необхідно наносити захисні покриття на обсадні труби або проводити їх катодний захист.

Список використаних джерел:

[1] Kovbasiuk, I. M., Martsynkiv, O. B., Femiak, Y. M., Vytvytskyi, I. I., & Zhdanov, Y. D. (2020). Research of the stressed state of saline rocks of prykarpattia deposits under the influence of thermobaric conditions. Paper presented at the XIV International Scientific Conference on Monitoring of Geological Processes and Ecological Condition of the Environment. doi.org/10.3997/2214-4609.202056048

[2] Vytvytskyi, I., Martsynkiv, O., Kovbasiuk, I., Seniushkovych, M., Stavychnyi, Y., & Zhdanov, Y. (2022). Analysis of reservoir delineation problems in complicated conditions. Paper presented at the 16th International Conference Monitoring of Geological Processes and Ecological Condition of the Environment, Monitoring 2022, doi:10.3997/2214- 4609.2022580033

[3] Загиров, М.Л., Юсупов, И.Г., & Максутов, Р.А. (1972). Борьба с коррозией

промыслового оборудования. Москва: ВНИИОЭНГ.

[4] Кесельман, Г.С., & Максимов, В.Б. (1974). Экономическая эффективность катодной защиты обсадных колонн скважин. Москва: ВНИИОЭНГ.

[5] Femiak, V. Y., Kovbasiuk, I. M., Martsynkiv, O. B., Femiak, Y. M., & Vytvytskyy, I. I. (2019). Evaluation of the influence of geological-technical factors on the durability of casing columns in oil and gas wells. Paper presented at the Monitoring 2019 Conference - Monitoring of Geological Processes and Ecological Condition of the Environment. doi.org/10.3997/2214-4609.201903220

[6] Сенюшкович, М.В., Тершак, Б.А., Витвицький, І.І., & Марцинків, О.Б. (2022).

Спеціальні тампонажні системи: навчальний посібник. Івано-Франківськ: ІФНТУНГ.

Размещено на Allbest.ru