Способ захоронения буровых и технологических отходов при эксплуатации нефтегазоконденсатных, нефтяных и газовых месторождений Российский патент 2024 года по МПК B65G5/00 E21F17/16 B09B1/00 

Настоящее изобретение относится преимущественно к нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано при захоронении отходов бурения и других технологических отходов в подземных резервуарах, создаваемых, в частности, на морских месторождениях и/или в условиях Крайнего Севера.

Известные технические решения по закачке шлама и технологических отходов в мире либо используют пределы только по поверхностному оборудованию и по элементам конструкции скважины, либо в дополнение, в подземной части используют горное (литостатическое) давление. Горное давление обычно превышает минимальное горизонтальное напряжение во флюидоупоре и давление развития трещины во флюидоупоре. В связи с завышенными пределами по давлению во флюидоупорах, в мировой практике произошли десятки происшествий, связанных с прорывом флюидоупора и выбросами в том числе токсических отходов до дневной поверхности или до поверхности морского дна, как, например, на месторождениях в Норвегии.

Из уровня техники известен способ захоронения буровых отходов в многолетнемерзлых породах (см. патент RU 2438953 С1), опубл. 10.01.2012. Согласно решению, при захоронении буровых отходов в многолетнемерзлых породах предусматривается создание в подземном резервуаре свободного пространства объемом не менее 9% от объема жидкости, содержащейся в буровых отходах. Таким образом, предотвращается разрушение покрывающих пород в результате увеличения объема за счет замерзания жидкой составляющей буровых отходов, так как плотность воды на 9% меньше плотности образующегося льда.

Недостатком данного технического решения является малый объем захоронений буровых отходов на одну скважину, кроме того данный способ может быть использован только в условиях многолетнемерзлых пород.

Наиболее близким техническим решением является захоронение промышленных сточных вод на подземных хранилищах газа (см. журнал «Газовая промышленность, 2017, спецвыпуск №1, с. 112-117). Согласно данному решению для обеспечения безопасной и надежной эксплуатации полигона захоронения сточных вод, осуществляется мониторинг уровня подземной воды и забоя, химического анализа проб воды по стволу, а также пластового давления и пластовой температуры в интервале фильтра или открытого забоя. Кроме того, после начала закачки сточных вод осуществляется фиксация объема закачиваемых сточных вод в каждую скважину, время закачки, а также давление на наносах и на устье нагнетательных скважин. Для контроля данных параметров осуществляется строительство наблюдательных скважин или же переоборудования для этой цели разведочных скважин.

Недостатком данного технического решения является наличие дополнительных наблюдательных скважин для мониторинга и подтверждения целостности флюидоупоров.

Таким образом, существует необходимость в разработке способа захоронения буровых и технологических отходов на различных месторождениях, применимого в различных геологических и климатических условиях, в частности, на морских месторождениях и в условиях крайнего севера.

Техническим результатом заявленного технического решения является повышение надежности и безопасности эксплуатации месторождений, за счет постоянного мониторинга и контроля целостности флюидоупоров. Также преимуществом данного способа является прогнозирование наполнения пластов для захоронения буровых и технологических отходов, что позволяет заранее без остановки производства планировать переход на вышележащие пласты или бурение новых скважин.

Заявленный технический результат достигается за счет того, что способ захоронения буровых и технологических отходов при эксплуатации нефтегазоконденсатных, нефтяных и газовых месторождений путем закачки их в скважину включает в себя определение прочностных свойств флюидоупоров на основании петрофизических исследований и геомеханических данных по меньшей мере в одном пласте месторождений с последующим мониторингом давления закрытия трещины по меньшей мере в одной точке призабойной зоны пласта в заданный промежуток времени с последующим сравнением с заранее определенными пределами прочности флюидоупоров, которое характеризует текущее напряжение в пласте в заданный промежуток времени, причем закачку буровых и технологических отходов осуществляют до момента достижения заранее определенных прочностных свойств флюидоупоров.

Данное изобретение поясняется чертежами:

Фиг. 1 - показывает общий вид скважины с распространением трещин.

Фиг. 2 - пример каротажной диаграммы с петрофизическими и геомеханическими данными используемым для определения пластов для закачки отходов и покрывающих их флюидоупоров.

Фиг. 3 - концептуальная схема закачек, показывающая зоны закачек, ограниченные заданными пределами, давления закрытия трещины, и концепцию перехода на вышележащие пласты с более низкими значениями пределов.

Фиг. 4 - пример закачек с прорывом флюидоупора.

Примером буровых и технологических отходов могут являться шлам, образованный при бурении скважин, остатки неиспользованных химических реагентов, бытовые отходы производства, технологические отходы из сепараторов, емкостей, трубопроводов, и других элементов поверхностного производственного комплекса по добыче, подготовке и переработке нефти и газа и др. отходы.

В качестве флюиудоупоров выбираются непроницаемые или слабопроницаемые породы с повышенными прочностными свойствами. Часто флюиудоупором выступает глина, твердые суглинки, соли, гранит и другие породы, отличающиеся высокими прочностными характеристиками и низкими фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС) по сравнению с нижезалегающими проницаемыми породами (песчаники, карбонаты и др.), используемыми под захоронение шлама и технологических отходов.

Для осуществления изобретения предпочтительно проводить закачку с периодическим нагнетанием отходов, а также до начала закачки буровых и технологических отходов требуется определить прочностные свойства флюидоупоров на основе петрофизических и геомеханических исследований и данных. Данные исследования могут включать в себя геофизические исследования скважин, исследования на керне, диагностические закачки по определению давлений инициации и развития трещины, построение геомеханической модели геологического разреза и других исследований. В качестве примера, петрофизические свойства могут включать проницаемость, пористость, водонасыщение, газо- или нефтенасыщение, результаты ядерно-магнитного каротажа, гамма-каротаж и др. В качестве примера геомеханические свойства могут включать динамические и статические модули Юнга, коэффициент Пуассона, минимальное и максимальные горизонтальные напряжения в пласте, горное напряжение и др.

Таким образом, для каждого пласта может быть определен предел прочности самого пласта и покрывающего флюидоупора. В процессе закачки буровых и технологических отходов при достижении в пласте давления, равного пределу прочности флюидоупора, необходимо переводить закачку на другой пласт. Для удобства на основе расчетных пределов прочности и получаемых данных по фактическим закачкам может быть использована система визуализации для контроля захоронения и подтверждения целостности флюидоупора. В частности, для наглядной визуализации, могут быть использованы различные цвета, например, зеленый - для безопасной зоны закачек, именуемой "операционным окном"; желтый - для сигнализации скорого наполнения пласта, именуемый "окном технического предела"; красный - для зоны неконтролируемых закачек, именуемый "окном вне технического предела", в рамках которого наиболее вероятны прорывы флюидоупора. Верхняя граница зеленой зоны находится на значении минимального горизонтального напряжения флюидоупора. Верхняя граница желтой зоны находится на значении давления распространения трещины во флюидоупоре. Нижняя граница красной зоны начинается также от давления распространения трещины во флюидоурпоре и может доходить до величины давления гидроразрыва флюидоупора. Давление гидроразрыва флюидоупора не рекомендуется к использованию в качестве нижней границы красной зоны ввиду возможного присутствия пород с естественной трещиноватостью. В таких породах ввиду развития естественных трещин фактический прорыв флюидоупора происходит при давлении распространения трещины, которое меньше, чем давление гидроразрыва флюидоупора.

Закачка отходов при давлениях, находящихся в красной зоне, является неконтролируемой с точки зрения поддержания целостности флюидоупора, и при достижении этой зоны закачка буровых и технологических отходов должна быть прекращена. По достижении давления в пласте значений равных или превышающих давление распространения трещины во флюидоупоре, закачки переходят в неконтролируемый режим. В случае больших по толщине флюидоупоров (десятки метров) разрыв флюидоупора может происходить довольно продолжительное время. Однако, трещина все равно будет стремиться развиваться в сторону наименьших напряжений (как правило вверх) и со временем прорвется через флюидоупор. Незначительные же по толщине флюидоупоры могут полностью прорваться довольно быстро.

Для безопасной эксплуатации скважины, закачка не должна осуществляться выше давления распространения трещины во флюидоупоре. При достижении давления распространения трещины во флюидоупоре происходит распространение трещины по телу самого флюидоупора и, в зависимости от толщины флюидоупора, со временем он прорвется, с дальнейшим выходом закачиваемых отходов в вышележащие пласты.

В соответствии с изобретением предлагается осуществлять мониторинг напряжений в пласте путем мониторинга давления закрытия трещины по меньшей мере в одной точке призабойной зоны пласта в заданный промежуток времени с последующим сравнением с заранее установленными пределами прочности флиюдоупора, установленными на основе диагностических закачек и/или геомеханической модели. Для сравнения используются точки давления закрытия трещины (представлены на фиг. 3 и фиг. 4) после каждого цикла "закачка-остановка" во время остановки. Данные точки означают текущее напряжение в пласте. Сравнивая текущие напряжения в пласте с заданными пределами прочности флюидоупора, происходит контроль за целостностью флюидоупора.

Давление закрытия трещины определяется с помощью компьютерных алгоритмов на специальном программном обеспечении и внедрено в общую систему мониторинга и контроля за процессом захоронения и поддержания целостности флюидоупоров. Оно может варьироваться в зависимости от наполнения пласта, типа и свойств закачиваемой жидкости, утечек закачиваемой жидкости в пласт и от других процессов. Давление при этом должно контролироваться как минимум до подтверждения момента закрытия трещины.

По мере наполнения пласта шламом и технологическими жидкостями будет наблюдаться рост пластового давления в самом утилизационном пласте и, соответственно, давления закрытия трещины тоже будет увеличиваться ввиду нарастающего пороупругого эффекта при наполнении пласта. Со временем давление закрытия трещины в пласте достигнет заданных и ранее описанных пределов прочности флюидоупоров и для продолжения контролируемых закачек будет необходим переход на вышележащие или другие пласты с изоляцией текущего пласта.

На фиг. 3 приведен пример осуществления изобретения с переходом захоронения буровых и технологических отходов на другой пласт при достижении предельных значений давления распространения трещины во флюидоупоре. Предлагаемый способ был опробован на Лунском нефтегазоконденсатном месторождении (шельф острова Сахалин). До начала закачек буровых и технологических отходов были проведены петрофизические и геомеханические исследования (см. фиг. 2), на основе которых были установлены прочностные свойства пластов и флюидоупоров, и определены технические (верхняя граница желтой зоны) и операционные пределы (верхняя граница зеленой зоны) для системы пласт-флиюдоупор. После определения и установления пределов прочности для каждой системы пласт-флюидоупор, осуществлялась закачка буровых и технологических отходов в самый нижний пласт (пласт I) с одновременным мониторингом значений давлений закрытия трещины в призабойной зоне, которые не должны превышать заранее определенных пределов прочности флюидоупоров.

Результаты значений технического и операционных пределов представлены в таблице 1.

Согласно изобретению, закачка буровых и технологических отходов осуществлялась в зону «операционного окна», отображенной на фиг. 3 зеленой областью, до верхнего операционного предела. Причем закачка отходов осуществлялась с чередованием в конце цикла закачки продавкой в пласт морской воды для очистки ствола скважины и призабойной зоны пласта с периодическим нагнетанием от 8 до 1600 м³. Во время процесса закачки давление в пласте находилось ниже минимального горизонтального напряжение во флюидоупоре, что означало нормальный и контролируемый процесс закачки.

В процессе закачки рост давления в пласте минимального горизонтального напряжения во флюидоупоре служил индикацией наполнения пласта до критической величины, когда вышележащий флюидоупор в случае естественной его трещиноватости может переоткрываться, но при этом развитие самой трещины во флюидоупоре еще не происходило. Таким образом, достигнув значений минимального горизонтального напряжения, понимая, что пласт почти полный, была начата подготовительная работа по дальнейшему проведению перфорации и переходу в вышележащие пласты (Пласты II, III).

Далее осуществлялась закачка выше операционного окна, а именно в окно технического предела, изображенного на фиг. 3 желтым цветом - это область, в которой можно продолжать закачку, но необходимо готовится к тому, что пласт в скорости будет окончательно наполнен, и будет необходим переход на другой пласт. Так как окно технического предела сверху ограничено давлением распространения трещины (ДРТ) во флюидоупоре, который в свою очередь является верхним (предельным) барьером при достижении, которого трещины начинают распространяться в самом теле флюидоупора и в зависимости от толщины флюидоупора и его физических свойств со временем приведут к разрыву флюидоупора и неконтролируемому росту трещины в вышележащие пласты или в худшем сценарии к неконтролируемому росту трещины до дневной поверхности или до поверхности морского дна в случае с разработкой морских месторождений, то в дальнейшем процесс закачки был остановлен.

Поэтому при достижении в пласте давления распространения трещины необходимо остановить закачку в текущий пласт и осуществить переход либо на вышележащий пласт, либо пробурить боковой ствол из существующей скважины, или пробурить новую скважину под закачку и захоронение бурового шлама и технологических отходов.

На фиг. 4 представлен пример прорыва флюидоупора. Как видно на фиг. 4, после прорыва флюидоупора восходящий тренд давления закрытия трещины показывающий замкнутость и локализованность системы трещин, ввиду увеличения давления в системе трещин, сменился на резкий нисходящий тренд, показывающий, что флюидоупор был прорван и дальнейшая закачка шла в другие менее нагруженные породы, с меньшим внутренним напряжением и меньшим внутренним пластовым давлением. При длительной закачке с нисходящим трендом, вероятнее всего произойдет прорыв системы трещин до дневной поверхности или поверхности морского дна.

В таком случае необходимо остановить закачку в текущий пласт. Если есть возможность осуществлять закачку в вышележащий пласт, то целесообразно изолировать текущий пласт, провести перфорацию вышележащего пласта и начать контролируемую закачку с новыми определенными пределами прочности флюидоупоров в новый вышележащий пласт. Если же нет лицензированного вышележащего пласта или геологические условия ввиду отсутствия прочных флюидоупоров не позволяют это делать, тогда забуривается боковой ствол в сторону на достаточном удалении от текущей системы трещин или бурится новая скважина под захоронение буровых и технологических отходов.

Так как давление, превышающее давление разрыва флюидоупора (образования/создания трещины во флюидоупоре) может быть никогда не достигнуто, если во флюидоупоре уже присутствуют естественные трещины или если флюидоупор был ранее уже надорван, то самым верхним безопасным пределом для закачки является напряжение распространения трещины во флюидоупоре.

Изобретение относится преимущественно к нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано при захоронении отходов бурения и других технологических отходов в подземных резервуарах, создаваемых, в частности, на морских месторождениях и/или в условиях Крайнего Севера. Способ захоронения буровых и технологических отходов при эксплуатации нефтегазоконденсатных, нефтяных и газовых месторождений путем закачки их в скважину включает в себя определение до начала закачки прочностных свойств флюидоупоров на основании петрофизических исследований и геомеханических данных по меньшей мере в одном пласте месторождений. Способ осуществляют с последующим мониторингом давления закрытия трещины по меньшей мере в одной точке призабойной зоны пласта с последующим сравнением текущего напряжения в пласте после каждого цикла «закачка-остановка» во время остановки, с пределами прочности флюидоупоров, определенными до начала закачки. Причем закачку буровых и технологических отходов осуществляют до момента достижения прочностных свойств флюидоупоров, определенных до начала закачки. Технический результат заключается в повышении надежности и безопасности эксплуатации месторождений за счет постоянного мониторинга и контроля целостности флюидоупоров. 1 з.п. ф-лы, 4 ил., 1 табл.

1. Способ захоронения буровых и технологических отходов при эксплуатации нефтегазоконденсатных, нефтяных и газовых месторождений путем закачки их в скважину, включающий в себя определение до начала закачки прочностных свойств флюидоупоров на основании петрофизических исследований и геомеханических данных по меньшей мере в одном пласте месторождений с последующим мониторингом давления закрытия трещины по меньшей мере в одной точке призабойной зоны пласта с последующим сравнением текущего напряжения в пласте после каждого цикла «закачка-остановка» во время остановки, с пределами прочности флюидоупоров, определенными до начала закачки, причем закачку буровых и технологических отходов осуществляют до момента достижения прочностных свойств флюидоупоров, определенных до начала закачки.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что закачку буровых и технологических отходов осуществляют с периодическим нагнетанием.