Работа с фондом скважин, осложненных межколонными давлениями. Часть 2: управление давлением в межколонном пространстве на различных стадиях жизненного цикла скважины

Целью данной работы является описание подходов к управлению давлением в межколонном пространстве (МКП) на различных стадиях жизненного цикла скважины. На протяжении жизненного цикла скважины возможно возникновение межколонного давления в скважине (МКД). Мировая практика скважинной добычи углеводородов (УВ) показывает, что подходы к управлению давлением в межколонном пространстве будут отличаться на различных стадиях жизненного цикла скважины.
Материалы и методы. В данной статье комплексно использованы реальные кейсы, иллюстрирующие существующие подходы к управлению давлением в МКП на различных стадиях жизненного цикла скважины. В отсутствие единой базы данных по скважинам с МКД собраны и обобщены разрозненные источники информации, позволяющие увидеть общую картину по работе с фондом скважин с МКД в мире.
Результаты выполненного анализа продемонстрировали важность комплексного подхода к эксплуатации скважин с МКД и управлению давлением в МКП на различных стадиях жизненного цикла скважины. Показан колоссальный опыт, накопленный в мировой практике скважинной добычи УВ, позволяющий выработать комплексный подход к обеспечению целостности и надежности скважин с учетом особенностей работы с МКД от концепта до ликвидации скважины.
Заключение. В статье показаны реальные примеры отраслевых нормативно-методических документов (НМД) и подходы, которые выработали нефтегазодобывающие компании для управления давлением в МКП, чтобы строительство, эксплуатация и ликвидация скважин осуществлялись в соответствии установленным НМД требованиям, проектными подходами и меняющимися эксплуатационными условиями. Эффективное управление МКД на протяжении всего жизненного цикла скважины является необходимым условием рациональной разработки месторождений и обеспечения безопасной эксплуатации скважин. Накопленный опыт и научно-методическая база создают хорошие предпосылки для предотвращения и устранения МКД. Задача состоит в повсеместном внедрении лучших практик и их адаптации к конкретным условиям.

1. Демин Е.B., Хуснутдинов А.Р., Соловьев П.С. Работа с фондом скважин, осложненных межколонными давлениями: эволюция нормативного регулирования и подходы нефтегазодобывающих компаний // PROНЕФТЬ. Профессионально о нефти. — 2022. — № 7(2). — С. 60–75.

2. Контроль технического состояния скважин, выполняемый ООО «Газпром недра» [Online]. Available: https://nedra.gazprom.ru/services/well-logging/integrity-monitoring/

3. Shadravan A., Alegria A., Castanedo R. Rhe ological Hierarchy Optimization Improves Fluid Displacement and Well Integrity / 3 World Wide Case Studies // SPE-174773-MS. — 2015. — P. D021S023R001. https://doi.org/10.2118/174773-MS

4. Оксюковский Т., Флорес П., Екич Ж. Технология за круглым сто лом: Цементирование скважин // Rogtechmagazine. — 2017. — № 18. — С. 48–65. [Online]. Available: https://rogtecmagazine.com//технология-за-круглым-столом-цементи/?lang=ru

5. Heinold T, Porter DS, Qasmi U, Taoutaou S. A Step Change in Cementing Mitigating Sustained Casing Pressure // SPE-201469-MS. 2020 Oct 19. — P. D041S055R003. https://doi.org/10.2118/201469-MS

6. Børdsen J. Novel Approach to Combat the B-annulus Pressure Build-up Challenge // SPE-177633-MS. — 2015.

7. Kumar A., Sinha M., Ahmed W., Cadena-Lopez G. Proactive Integrity Management of Agi ng Wells with Sustainable A nnulus Pressure // Abu Dhabi International Petroleum Exhibition & Conference; Abu Dhabi. UAE; 2018.

8. Seymour D.A., Oyovwevotu J., Vavasseur D., Albores S.O., Casares V., Garcia E.G., Innamorat i L.A., Izquierdo G.A., Langrill C.M., Mazzina R.O., Mitchell A.C. Bespoke Casing Design to Reduce ECD and E nable MPD for HPHT Culzean Project in the North Sea / InSPE/IADC Managed Pressure Drilling and Underbalanced Operations Conference and Exhibition // SPE. — 2020 Oct 29. — P. D013S005R001.

9. Howard J.A., Trevisan R., McSpadden A. , Glover S. History, Evolution, and Future of Casing Design Theory and P ractice // SPE Annual Technical Conference and Exhibition. — 2021 Sep 15.

10. API Specifi cation 17D, Design and Operation of Subsea Production Systems — Subsea Wellhead and Tree Equipment. Washington, D.C.: American Petroleum Instit ute, 2011.

11. ИСО 13628-4:2010* «Нефтяная и газовая промышленность. П роектирование и эксплуатация систем подводной добычи. Часть 4. П одводное оборудование устья скважины и устьевой елки» (ISO 13628-4:2010 “Petroleum and natural gas industries — Design and o peration of subsea production systems — Part 4: Subsea wellhead and tree equipment”.

12. Sultan N. Real-Time Casing Annulus Pressure Monitoring in a Subsea // HPHT Exploration Well, 2008.

13. Blaauw K. Management of well barriers and challenges with regards to obtaining well integri ty. Stavanger: University of Stavanger, 2012.

14. Arash Dahi Taleghani, Livio Santos. Wellbore Integrity — From Theory to Practice. Springer, 2023.

15. Zulkipli S.N., Razak M.Z., Johare D. Reinventing Well Integrity And Zonal Isolation In Well Abandonment Through Prudent Subsurface Data Integration And Novel Dual Casings Cement Bond Assessment Technology // In International Petroleum Technology Conference. — 2024 Feb 12. — P. D031S107R005.

16. Самовос танавливающ ийся цементный камень. https://www.slb.ru/services/cementing/self_healing_cement/

17. Денисов И.В., Губжоков В.Б. Отечественная эластичная сам овосстанавливающаяся цементная система как метод предупреждения и борьбы с межколонным давлением и меж пластовыми перетоками // PROНЕФТЬ. Профессионально о нефти. — 2023. — № 8(2). — С. 40–49.

18. Абдырахманов А.Ч. Роль топливно-энергетического сектора Туркменистана в эконо мике страны // Инновации и инвестиции. — 2019. — № 9. — С. 337–340.

19. Кустышев Д.А. Эксплуатация газопроявляющих скв ажин в условиях Крайнего Севера // Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. — 2015. № 6. — С. 25–29.

20. Dusseault M.B., Gray M.N., Nawrocki P.A. Why oilwells leak: cement behavior and long-term consequences. In SPE Internationa l Oil and Gas Conference and Exhibition in China // SPE. — 2000, November. — P. 64733. https://doi.org/10.2118/64733-MS

21. Tong K., Zhao J.L., Liu Q., Zhu B., Jin Q., Qu T.T., Liu Q. and Cong S. Analysis and investigation of the leakage failure of a casing used in a shale gas we ll // Engineering Failure Analysis. — 2022. — № 131. — P. 105891. https://doi.org/10.1016/j.engfailanal.2021.105891

22. Митчелл Р., Лейк Л. Справочник инженера-нефтяника. Т. II / Инжиниринг бурения. — 2014.

23. Ванифатьев В.И., Дудаладов А.К., Терентьев С.В., Стрыхарь А.Ф. Новые технические средства для повышения качества крепления скважин // Бу рение и нефть. — 2010. — № 6. — С. 40–43.

24. API RP 90: Annular Casing Pressure Management for Onshore Wells. Washington, D.C.: American Petroleum I nstitute. 2012. https://www.api.org/products-and-services/standards/important-standards-announcements/90-1

25. API RP 90-2: Annular Casing Pressure Mana gement for Off shore Wells. Washington, D.C.: American Petroleum Institute.2012. https://www.api.org/products-and-services/standards/important-standards-announcements/90-2

26. Стандарты США MMS/BOEMRE (Minerals Management Servi ce / Bureau of Ocean Energy Management, Regulation and Enforcement). https://www.federalregister.gov/documents/2010/05/04/2010-10291/annular-casing-pressure-management-for-off shore-wells

27. ISO 16530-2 “Petroleum and natural gas industries — Well integrity — Part 2: Well integrity for the operational phase”.https://www.iso.org/standard/57056.html

28. OGUK — Ассоциация операторов на шельфе Великобритании. https://oguk.org.uk/

29. OLF 117 “Recommended guidelines for well integrity”, разработанный ассоциацией Norsk Olje og Gass. https://www.offshorenorge.no/contentassets/e8f7a98e933b43feb76f823097e2e7b8/117---offshore-norge---recommended-guidelineswell-integrity---rev-6.pdf [Accessed April 2024].

30. Патранин К.В. Инновационные технологии при ремонте скважин // Вестник Ассоциации буровых подрядчиков. — 2009. — № 3. — С. 4–8.

31. Чабае Л.У. Технологические и методологические основы предупреждения и ликвидации газовых фонтанов при эксплуатации ремонте скважин: дис. … д.т.н. по спе циальности 05.26.03 (пожарная и промышленная безопасность (нефтегазовый компекс). — Уфа. — 2009.

32. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности (с изменениями на 31 января 2023 года). http://publication.pravo.gov.ru/document/0001202304170031

33. Ипатов А.И., Кременецкий М.И. Геофизические методы контроля разработки месторождений нефти и газа. Учебник: М.: изд-во РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 2012. — 374 с.

34. Примеры внутрискважинной съемки. htt ps://www.youtube.com/@EVDownholeVideo

35. Плотников В.Л., Масленников В.И., Шулаев В.Ф,, Зинченко И.А., Калинкин А.В., Комаров А.Ю., Кунавин В.В,, Поляков И.Г., Истомин А.Е., Павловский Б.Р. Технология высокого разрешения диагностики технического состояния добывающих скважин / Премия ПАО «Газпром » в области науки и техники. https://www.gazprom.ru/about/strategy/innovation/award/2017/

36. СТО Газпром 2-2.3-312-2009 «Методика проведения технического диагностирования газовых и газоконденсатных скважин газодобывающих предприятий ОАО «Газпром».

37. Ишбаев, Г.Г., Бикиняев Р.А. Технология РИР-отсечение межпластовых перетоков по стволу скважин // Бурение и нефть. — 2010. — № 12. — С. 22–25.

38. Amanov B., Aidoo A., Khouzin A., Lommers C., Viti M., Valiakhmetov R. Eff ective application of combination technologies and processes for successful SCP well abandonment / InSPE Annual Caspian Technical Conference // SPE-188979-MS. — 2017 Nov 1. — P. D013S001R001. https://doi.org/10.2118/188979-MS

39. Wellcem, Case Study: P&A a well with collapsed/parted tubing and low reservoir pressure using ThermaSet sealant. [В Интернете]. Available: https://www.wellcem.com/ [Accessed April 2024].

40. Пономаренко Д.В., Белоусов Г.А., Журавлев С.В. О надежности ликвидации скважин, выполнивших свое назначение // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. — 2012. — № 4. — С. 16–19.