Цикл разработки морских нефтяных и газовых месторождений на завершающей стадии предусматривает обязательное проведение работ по ликвидации скважин. В статье обобщен опыт применения в СП «Вьетсовпетро» технологических жидкостей для ликвидации скважин, расположенных на морском шельфе: морской воды, полимерглинистого бурового раствора и раствора хлорида кальция. Анализ статистических данных о техническом состоянии эксплуатационных колонн скважин, находящихся в консервации/ликвидации, за последние 10 лет показал, что наибольшей коррозионной активностью обладает морская вода. Доля ликвидированных скважин с признаками коррозионного износа эксплуатационных колонн, заполненных морской водой, несмотря на добавки поглотителя кислорода и ингибитора коррозии, составила 55 %. Признаки коррозионного износа отмечались в 45 % скважин, ликвидированных с использованием полимерглинистых растворов, обработанных биоцидом и щелочью. Консервационные жидкости на основе раствора хлорида кальция с добавками ингибитора коррозии практически не оказывают коррозионного воздействия на материал эксплуатационных колонн.
Сформулированы основные требования к технологическим жидкостям для временной консервации/ликвидации скважин по седиментационной устойчивости и коррозионной активности. Показано, что в наибольшей степени указанным критериям отвечают растворы солей на основе бромида кальция, формиатов калия и цезия. Данные составы не проявляют кислотных свойств и имеют низкий показатель коррозионной активности. Для консервационных жидкостей плотностью 1400 – 1800 кг/м3 рекомендуется применять растворы формиата калия и бромида кальция, плотностью 1800 – 2000 кг/м3 – смеси формиатов калия и цезия. Применение консервационной жидкости на основе раствора бромидов цинка и кальция не рекомендуется вследствие возможного водородного растрескивания стали, относящегося к агрессивным типам коррозионного изнашивания.
Список литературы
1. Разработка консервационной жидкости для заполнения скважинного пространства при физической ликвидации морских скважин / А.Н. Иванов, А.Л. Бушковский, Р.В. Карапетов [и др.]//Нефтяное хозяйство. – 2010. – № 8. – С. 100–102.
2. Ивановский В.Н. Коррозия скважинного оборудования и способы защиты от нее//Инженерная практика. – 2011. – № 3. – С. 18–25.
3. Рябоконь С.А. Технологические жидкости для заканчивания и ремонта скважин. – Краснодар: ОАО НПО «Бурение», 2002. – 274 с.
4. Ламосов М.Е. Повышение эффективности использования жидкостей для глушения и ремонта скважин на основе бромидов цинка и кальция: автореф. дис... канд. техн. наук. – Краснодар, 2004. – 23 с.
5. Downs J. Опыт бурения НТНР-скважин в Северном море//Нефтегазовые технологии. – 2008. – № 8. – С. 57–66.
6. Пат. № 2215016 РФ, МПК С09К 7/02, Е21В 43/12Технологическая жидкость для бурения, заканчивания и капитального ремонта нефтяных и газовых скважин в условиях аномально высоких пластовых давлений и повышенных температур. А.М. Нацепинская, Ю.В. Фефелов, Ф.Н. Гребнева, В.Г. Татауров, О.В. Гаршина, Гайса Кашбиев. – № 2002106287/03, заявл. 11.03.2002; опубл. 27.10.2003.
7. Рat. 8697611 US High density brines for use in wellbore fluids / H. Zhang, R.L. Horton, B.B. Prasek, M.L.K. Dimataris. – appl. № 11/792797; filed 14.12.05; publ. 22.06.06.
8. Рat. 7273832 US. Alkali metal tungstate compositions and uses thereof / W.J. Benton, N.F. Magri. – appl. № 10/2/6048; filed 09.08.02; publ. 25.09.07.
9. ASM Handbook. V. 13C Corrosion: Environments and Industries/edited by S.D. Cramer and B.S. Covino. – ASM International, USA, Materials Park (OH), 2006. – 1137 p.
