Введение ВВЕДЕНИЕ Анализ проблемы повышения качества крепления скважин крупнейших месторождений
advertisement
Введение ВВЕДЕНИЕ Анализ проблемы повышения качества крепления скважин крупнейших месторождений России, стран СНГ и дальнего зарубежья показывает, что качественное разобщение пластов является одной из важнейших и сложнейших проблем. В Западной Сибири из-за нарушения герметичности крепи вышли из строя тысячи скважин, которые сегодня требуют капитального ремонта вследствие межпластовых перетоков и обводнения. Многие из них ликвидированы. Особое значение в проблеме качественного строения имеет создание надежной крепи, которая отвечала бы поставленным требованиям применительно к конкретным условиям и исключала бы возникновение осложнений, ставящих под сомнение целесообразность проведенных работ. Об актуальности данной проблемы свидетельствуют многочисленные исследования ученых, как по изучению отдельных процессов, так и по созданию новых технологий и технологических средств с целью повышения качества крепи. В последние годы достигнуты успехи в совершенствовании технологических процессов и новых материалов, обуславливающих повышение крепи скважин. . Данной проблеме посвящены исследования ведущих ученых страны: Да-нюшевского B.C., Гайворонского В.А., Куксова А.К., Черненко А.В., Новохат-ского Д.Ф., Ашрафьяна М.О., Агзамова Ф.А., Соловьева Е.М., Рябовой Л.И., Булатова А.И. Предлагаемые различными исследователями пути решения проблемы предотвращения заколонных проявлений носят в основном частный характер, эффективные в одних условиях, но неприемлемые или бесполезные в других. Огромное влияние на формирование надежной и герметичной крепи в за-колонном пространстве оказывает полнота вытесняемого бурового раствора тампонажным. Эксцентричное расположение колонны, наличие каверн приводят к появлению в заколонном пространстве застойных зон, вытеснение бурового раствора из которых затруднено. 5 Многие исследователи отмечают, что существующие методики испытания тампонажных растворов не обеспечивают воспроизведения основных физико-химических процессов, протекающих в условиях скважин, поэтому не могут адекватно характеризовать способность испытываемого тампонажного раствора выполнять свои основные функции в заколонном пространстве. Поэтому необходим поиск общих закономерностей возникновения и развития заколонных проявлений как физического процесса, то есть исследование действующих и противодействующих в заколонном пространстве сил. Это позволит установить обоснованные требования к технологическим процессам и тампонажным растворам, заполняющим заколонное пространство в конкретных геолого-технических условиях. 6 I. АНАЛИЗ ПРОМЫСЛОВЫХ ДАННЫХ И ЛИТЕРАТУРНЫХ ИСТОЧНИКОВ ПО ЗАКОЛОННЫМ ПРОЯВЛЕНИЯМ И МЕЖПЛАСТОВЫМ ПЕРЕТОКАМ ПОСЛЕ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ ОБСАДНЫХ КОЛОНН 1.1 Анализ промысловых данных Анализ промысловых данных по основным газонефтедобывающим районам России и стран СНГ показывает, что частота возникновения заколонных проявлений и межпластовых перетоков после цементирования обсадных колонн все еще велика. Заколонные проявления после цементирования обсадных колонн являются одним из распространенных осложнений на площадях, Башкирии, Восточно-Оренбургского района, Татарии, Северного Кавказа, Западной и Восточной Сибири. Затрубные проявления (перетоки) в скважинах возникают и развиваются в самые различные промежутки времени после окончания цементирования обсадных колонн и носят непостоянный характер. Сведения об осложнениях на нефтяных месторождениях СССР а даны в работе [1]. Ежегодно на этих месторождениях проводилось около 2000 различных видов" ремонтноизоляционных работ. По экспертным оценкам в 60% скважин эти работы не дали ожидаемого результата [2]. Эти проблемы остаются и в настоящее время. Так к началу 1994 г. обводнённость на скважинах АО «Юганскнефтегаз» превысила 80% по различным НГДУ [3]. Заколонные проявления после цементирования обсадных тсолонн являются одним из распространенных осложнений на площадях Башкирии [4], Восточно-Оренбургского района [6], Татарии [7], Восточной Сибири [8]. Газопроявления различной интенсивности наблюдаются после цементирования газовых скважин [9, 10], а также во многих скважинах ПХГ [11]. По состоянию на 1 января 1991г. фонд скважин с межколонными давлениями на площадях ПО "Астраханьгазпром" составил 58 единиц . По данным [12] наряде скважин месторождения Карачаганак возникают межколонные давления после цементирования промежуточных и эксплуатационных колонн. 7 По данным работы [13, 14] добывающие скважины на Ем-Еговском месторождении с самого начала эксплуатации в общем объеме извлекаемой жидкости имеют обводненность от 35 до 90%. В результате некачественного цементирования на Узеньском месторождении по данным работы [15] закачиваемые воды попадают в верхние водоносные пласты, что нарушает экологические показатели недр в данном регионе. Из проанализированных 175 скважин, зацементированных на Харампурс-ком и ЮжноХарампурском месторождениях в период 1991- 1995 гг. в 46 (29%) скважинах отмечены заколонные проявления за технической колонной и в 78 (45%) скважинах - за эксплуатационной колонной. По состоянию на 1 января 1991 г. фонд скважин с межколонными давлениями на площадях ПО «Астраханьгазпром» составил 58 единиц. ( Справка ГПУ ПО "Астраханьгазпром" о фонде скважин с межколонным давлением по состоянию на 1.01.91.) На Астраханском ГКМ основным браком крепи скважин также является наличие межпластовых перетоков и устьевых межколонных давлений. Положение здесь усугубляется высоким содержанием H2S и СО2 (соответственно до 26 и 18 %) в пластовом флюиде. В связи с этим надежность крепи скважин (ее долговечность) низка. С учетом ремонтно-изоляционных работ и капремонта максимальный срок работы скважин (по данным АстраханьНИПИгаза) не превышает 10 лет при нормативном сроке 15 лет. На месторождениях Западной Сибири из-за негерметичности цементного кольца вышли из строя тысячи скважин, которые или ликвидированы, или требуют сложного и дорогостоящего ремонта, эффективность которого не велика [15]. По данным НГДУ «Ватьеганнефть» ПО «Башнефть» на 01.02.86 г. были обводнены 60% скважин. На Северном Кавказе заколонные флюидопроявления возникают при цементировании обсадных колонн, перекрывающих майкопские отложения, аномальность пластовых давлений в которых доходят до 2.2. Несмотря на строгий индивидуальный подход к каждому цементированию, точному соблюдению со8 временных технологических решений, применению спеццементов и других мероприятий процент неудач в этом регионе всё ещё остаётся высоким [16]. Эта проблема характерна для нефтяных и газовых месторождений Кубани, Ставропольского края, Оренбурга, Западной Сибири при вскрытии пластов ачимовской свиты. По результатам замеров межколонных давлений по скважинам Ямсовей-ского ГКМ Тюменбургаза, проведенных в 1997 г, установлено, что из 77 обследованных сеноманских скважин межколонное давление до 0.5 МПа имеют 57 скважин (74%), от 0.5 до 1 МПа - 6 скважин (7.8%), от 1 до 1.5 МПа - 4 скважины (5.2%), от 1.5 до 2.0 МПа - 4 скважины (5.2%), от 2 до 4 МПа - 2 скважины (2.6%) и свыше 4 МПа - 4 скважины (5.2%). Заколонные проявления в Тюменской области чаще всего обнаруживаются в виде перетоков между пластами или пластами и зоной перфорации колонны по зацементированному заколонному пространству, что и приводит к преждевременному обводнению скважин в 10-12%. Если расстояние между пластами менее 10 м, процент обводнившихся скважин возрастает до 30 . Из 80 скважин Самотлорского месторождения — 56 имеют заколонные проявления. Из-за перетоков в затрубном пространстве здесь оказался загазированным се-номанский комплекс, что в дальнейшем может осложнить разбуривание этого месторождения. Большая часть (свыше 80%) газоводопроявлений возникает в начальный период ОЗЦ - от 1 до 8 ч. Результаты геофизических исследований скважин по большинству эксплуатационных колонн на Заполярном месторождении Тюменбургаза (валан-жин) также показывают, что качественного сплошного цементного камня в за-колонном пространстве не наблюдается. Как правило, в зонах схождения потоков при встречном цементировании отсутствует контакт цементного камня с колонной и стенками скважины. К этим зонам относятся и большинство осложнений, связанных с потерей герметичности колонн, так как на участках с низким качеством цементирования колонны теряют устойчивость, в результате чего разрушаются 9 На современной стадии разработки месторождений Урало-Поволжья существуют две основные особенности разобщения пластов. Первая - увеличивающиеся нагрузки на крепь при эксплуатации скважин, связанные с современной технологией разработки, при которой применяются более интенсивные воздействия на пласт. Перепады давления между пластами продуктивного разреза скважин при вскрытии и креплении достигают 910 МПа, а при эксплуатации - 20 МПа. Вторая связана с разобщением карбонатных коллекторов, при освоении и эксплуатации которых многократными депрессиями репрессиями и соляно-кислотными обработками из-за вязких нефтей перепад давления на метр цементной крепи значительно превышает допустимый (2 МПа). Межколонные газопроявления в скважинах ТП «Приполярбургаз» связаны, в основном, с применением нестабилизированных цементных растворов в интервале залегания продуктивных пластов и неудовлетворительным центрированием колонны вследствие использования ограниченного количества и ассортимента технологической оснастки. Некачественное разобщение пластов при цементировании скважин является распространенным видом осложнения и за рубежом. На Учкырском газовом месторождении в 16 из 58 скважин отмечена миграция газа за эксплуатационной колонной. Фирма «Мобил Ойл» столкнулась с этой проблемой при цементировании обсадных колонн диаметром 340 мм на ряде скважин, расположенных на Высоком Острове Мексиканского залива [17]. Примером заколонных проявлений газа после цементирования обсадных колонн могут служить польские месторождения газа в районе Пшемысля, Ху-сова или Слонин [18]. В работе [19] описаны случаи перетока флюидов в заколонное пространство после цементирования, которые зафиксированы с помощью специальных заколонных датчиков давления и температуры. Газовые перетоки после цементирования - обычный вид осложнения на месторождениях Нью-Мексико и Западный Техас [20]. Детальный анализ промыслового материала показывает, что заколонные •• проявления и межпластовые перетоки возникают в различных геолого10 технических условиях и при самом разнообразном сочетании технико-технологических параметров цементирования, в том числе и при точном соблюдении всех требований современной технологии цементирования. Перечень сведений о заколонных флюидопроявлениях и межпластовых перетоках после цементирования обсадных колонн может быть значительно дополнен. Однако, приведенного материала достаточно для того, чтобы констатировать об актуальности проблемы и о том, что природа возникновения указанных выше осложнений исключительно сложна и требует более глубоких исследований и разработки более эффективных практических мероприятий для предотвращения этих осложнений 1.2 Анализ причин возникновения газонефтеводопроявлений по данным литературных источников Исследования причин возникновения заколонных флюидопроявлений после цементирования обсадных колонн посвящены работы многих отечественных и зарубежных ученых. В настоящее время большинство исследователей [21,22,23, 24, 25, 26] склоняется к тому, что силой, побуждающей пластовый флюид к движению в заколонное пространство в период ОЗЦ, является градиент давления, действующий по направлению из пласта в скважину, который возникает вследствие снижения с течением времени давления тампонажного раствора Возникновение межпластовых перетоков связывают с наличием перепада давления между пластами [27,28]. Другие процессы и явления (диффузия, термодиффузия, осмос, контракция, усадка, электрохимические процессы и т.п.), привлекаемые некоторыми исследователями в качестве причин поступления в заколонное пространство пластового флюида, в настоящее время не находят достаточных теоретических и экспериментальных доказательств. 11 В настоящее время общепринятой является точка зрения о том, что основной причиной возникновения градиента давления в начальный период ОЗЦ является снижение первоначального давления столба тампонажного раствора. Инструментальные измерения давления в зацементированном заколон-ном пространстве промышленных скважин [20,43,44], окончательно подтвердили результаты лабораторных исследований и доказали, что активное давление тампонажного раствора, оставленного в покое неуклонно уменьшается с течением времени. Причинами снижения давления тампонажного называют такие процессы, как седиментация, контракция, усадка, водоотдача цементного раствора в пористые пласты с. образованием непроницаемых перемычек, зависание структуры тампонажного раствора на стенках скважины и колонны. Одна группа исследователей местом заколонных проявлений считает тампонажный раствор (камень) [21,29, 30,31, 32, 33], другая - остатки невытесненного бурового раствора, его фильтрационную корку [34,35,36,], третья - зоны контакта цементного камня с породой и колонной [24,37]. Причинами возникновения флюидопроводящих каналов в тампонажном растворе и камне называют такие процессы, как седиментация [6,17,21, 38, 39,40, 41] и напорное воздействие пластовых флюидов [10,21,42]. Доказано, что остатки невытесненного бурового раствора и глинистая корка могут служить местом продвижения пластового флюида только в случае нарушения их целостности, т.к. прямое выдавливание глинистых включений при реально возникающих градиентах давления практически невозможно. Многие исследователи считают, такими нарушениями могут быть трещины, возникающие в глинистой массе при контактировании её с твердеющим тампонажным раствором и камнем. Причинами возникновения этих трещин называют такие явления, как контракция [45], усадка [46], агрессивное воздействие пластовых вод [47]. Контракция твердеющего тампонажного раствора(камня) по-разному может влиять на состояние остатков невытесненного бурового раствора и фильтрационной корки. В заколонном пространстве скважины возможны следующие типичные ситуации. 12 Область невытесненного бурового раствора со всех сторон окружена тампонажным раствором (камнем). При этом, если водоносные пласты находятся на достаточно большом расстоянии, то контракция тампонажного камня вызовет в области невытесненного бурового раствора понижение давления, вплоть до образования вакуума. Это приведет к интенсивному испарению влаги из глинистой массы в зоны пониженного давления, что является достаточным для возникновения трещин условием. Если в пределах области, заполненной невытесненным буровым раствором, находится высокопроницаемый водоносный пласт, то контракция не приведет к возникновению участков пониженного давления, так как дефицит воды, возникающий при переходе ее в связанное состояние, ликвидируется путем подпитки (за счет фильтрации пластовой воды). Область, заполненная невытесненным буровым раствором или его фильтрационной коркой, контактирует, с одной стороны, с тампонажным раствором (камнем), а с другой, с обсадной колонной или стенкой скважины. При контакте с поверхностью обсадной колонны или непроницаемой стенкой скважины создаются условия для возникновения контракции, ана- логичные описанным выше. Если же стенка скважины представлена пористой средой, насыщенной водой, то затягивающаяся при контракции из глинистой массы свободная вода будет замещаться водой извне, т.е. будет происходить фильтрация через структуру глинистой массы с некоторым расходом. При этом, как показывают эксперименты, трещинообразование маловероятно и определяется в основном проницаемостью пористой среды. Если глинистая масса находится в контакте с нефтеили газонасыщенным пластом, то в процессе контракции она будет уплотняться при напорном воздействии этих флюидов до тех пор, пока возникающий градиент давления не превысит капиллярное противодействие. Расчеты показывают, что прямое выдавливание глинистых включений из заколонного пространства возможно только в крайне ограниченных случаях, в основном при вызове притока, когда расстояние между непродуктивным флюидонасыщенным пластом и перфорационными отверстиями невелико, но перепад давления большой. 13 Таким образом, остатки невытесненного бурового раствора и его фильтрационная корка могут служить местами продвижения флюида только в том случае, когда существуют условия для образования трещин, выполняющих роль флюидопроводящих каналов. Эти условия возникают только в том случае, если область, заполненная остатками невытесненного бурового раствора и фильтрационной коркой, гидравлически не связана с водонасыщенными пластами. Однако наличие глинистых включений в зацементированном затруб-ном пространстве негативно влияет на качество разобщения пластов по другим причинам. Глинистая пленка практически исключает возможность адгезионного сцепления тампонажного камня с колонной, а значит, и участия его в работе как составной части крепи. Фильтрационная корка на стенках скважины и пленка на обсадной колонне выполняют роль смазки, что способствует уменьшению сил сцепления структуры тампонажного раствора с этими ограничивающими поверхностями, а, следовательно, более длительному протеканию процесса седиментации, что увеличивает вероятность формирования седиментационных каналов в период ОЗЦ. Глинистая корка снижает сопротивление цементного камня к разрушению при механическом воздействии на него со стороны колонны (при испытании колонны на герметичность, перфорации, ударах долотом и бурильными трубами, тепловом расширении и т.д.). Глинистые включения вносят помехи при геофизических исследованиях скважин, часто способствуют коррозии обсадных колонн. Зоны контакта цементного кольца с породой и обсадной колонной могут служить проводниками пластового флюида при образовании в этих зонах зазоров, которые при определенных условиях могут выполнять роль флюидопроводящих каналов. Эти зазоры по мнению многих исследователей возникают в результате усадки цементного камня [27,], температурных деформаций [48], деформаций обсадной колонны при опрессовке [49], диффузии, осмоса и т.д. 14 Таким образом, анализ состояния изученности природы возникновения за-колонных флюидопроявлений и межрластовых перетоков показывает, что среди исследователей нет единодушного мнения ни о движущих силах флюидо-проявления, ни о месте продвижения пластовых флюидов по заколонному пространству, ни о причинах возникновения и развития флюидопроводящих каналов, что свидетельствует о сложности процессов и явлений, происходящих в специфических условиях скважины, и недостаточной изученности факторов, определяющих формирование герметичного заколонного пространства. Однако, несмотря на это, предложено множество мероприятий с целью предупреждения возникновения этих осложнений. 1.3 Анализ мероприятий, направленных на предотвращение заколонных нефтегазопроявлений и межпластовых перетоков Известны многие технологические мероприятия и технические устройства, комплексное применение которых позволяет увеличить коэффициент замещения бурового раствора тампонажным. Кроме обязательных мероприятий, предусмотренных требованиями современной технологии цементирования, предлагается расхаживать .колонну в процессе цементирования [50] или вращать ее [51]. Существует мнение, что эффективное заполнение заколонного пространства может быть достигнуто увеличением (в 1,3 - 1,5 раза) объема тампонажного раствора [16]. Для повышения эффективности очистки скважины от фильтрационной корки и тиксотропно загустевших масс бурового раствора в кавернах и желобах, рекомендуется совместно использовать центраторы, скребки и специальные смывающие буферные жидкости, обладающие абразивностью и физико-химической активностью. При этом число случаев неудачного цементирования значительно уменьшается. Большое внимание уделяется вопросам подготовки ствола скважины к цементированию. Для создания защитного слоя в приствольной зоне предлагается применять виброобработку ствола, аэрированные буферные жидкости, двух- и трехфазные пенные системы, вихревые потоки, струйную кольматацию стенок, механическое уплотнение фильтрационной корки, технологию селек15 тивной изоляции и т.д. Поверхность колонны для получения надежного контакта с цементным кольцом рекомендуется делать шероховатой путем нанесения смолопесчаного покрытия [45]. Для компенсации снижения порового давления тампонажного раствора, которое приводит к возникновению градиента давления, действующего по направлению из пласта в скважину, предлагается создавать в период 03 Ц в зако-лонном пространстве избыточное давление [52] или закачивать в заколонное пространство две порции тампонажного раствора с различными сроками схватывания, чтобы при схватывании нижней порции в интервалах верхней еще сказывалось противодавление на проявляющий пласт [16]. Предложено вводить в тампонажный раствор фазу, которая может сжиматься только под высоким давлением (газ или г*азообразующие добавки). При снижении порового давления эта фаза расширяется й восстанавливает первоначальное давление [19]. Для предотвращения перетока пластовых вод по контакту обсадная труба - цементный камень рекомендованы мероприятия, часть из которых вошли в действующие инструкции по креплению скважин, а часть не используется из-за сложности их осуществления или вследствие недостаточной эффективности. Для предотвращения формирования флюидопроводящих каналов' в начале периода 03Ц, по мнению многих исследователей, необходимо применять седиментационно-устойчивые тампонажные растворы, тампонажные растворы с высокой изолирующей способностью, расширяющиеся цементы. Многими авторами неоднократно указывалось, что в зарубежной практике применяют только бездобавочныё тампонажные цементы класса G и Н. Цементирование скважин с применением тампонажных цементов с добавками известно только для неответственных случаев цементирования . В отечественной практике крепления скважин бездобавочными тампонажными портландцемен-тами использовались до 1963 г., а с вводом в действие ГОСТ 1581-96 были введены в номенклатуру тампонажных растворов цементы с минеральными добавками. Однако такие свойства, как стабильность различных партий цемента и колебания показателей сильно различались. 16 Рассматривая факторы, обусловливающие качество разобщения пластов, многие авторы обращают внимание на необходимость разработки специальных рецептур тампонажных растворов и добавок к ним, которые обеспечивали бы снижение водоотдачи и седиментации, улучшали прокачиваемость раствора и сцепление камня с горными породами, понижали или повышали плотность тампонажного раствора и др. Исследования многих авторов показали, что формирование флюидопро-водящих каналов в заколонном пространстве в период ОЗЦ является сложным и во многом вероятным процессом, зависящим как от свойств самого тампонажного раствора, изменяющего свои свойства с течением времени, так и от таких факторов, как температура, зенитный угол, кольцевой зазор скважины. В настоящее время различные изоляционные работы в обсаженных скважинах проводят с использованием полимера ВНП затворенного на пресной воде [68,71]. В отличие от известных полимеров каждая частица порошка ВНП в пресной воде увеличивается в объеме в течение 1 ч более чем в 40-60 раз. Частицы полимера после разбухания не соединяются между собой, но при определенном соотношении количества воды и полимера могут представлять довольно плотный гель. Разработан цементный раствор, модифицированный ВНП [73, 74]. В цементный раствор ВНП вводят в количестве 0,250,3% к массе цемента. Перспективными оказались работы по созданию составов на основе цементных растворов с резким сокращением времени гелеобразования, так называемых тиксотропность. Во ВНИИБТ для изоляционных работ разработаны два состава на основе цементных растворов. Один состав в качестве тиксотропной добавки содержит сульфато-содовую смесь [19], другой ВНП [20]. Однако более широкое внедрение нашел цементный раствор с добавкой ВНП. Этот тиксотропик имеет относительно низкую вязкость в процессе его нагнетания в скважину, но быстро ее приобретает после прекращения закачки. При возобновлении нагнетания цементный раствор снова приобретает первоначальную подвижность. Отличительная способность такого состава - это способность превра- вдаться после короткой остановки прокачивания из раствора с высокой под17 вижностью в раствор с высокой вязкостью (гелеобразование) и снова приобретать подвижность при страгивании. Эта основная способность тиксотропика сохраняется при неоднократных остановках. Эта структура геля обладает достаточной прочностью, чтобы поддержать вес столба раствора и предотвратить его разрушение при возникновении перетоков флюидов между пластами, особенно, когда структура остается в неподвижном состоянии длительное (30 мин и более) время. Если это относится к цементированию колонн, имеющих водоносный пласт, близлежащий к нефтяному и отличающемуся от него значительно по пластовому давлению, то ко времени, когда нарушится баланс гидростатического давления столба цементного раствора и столба жидкости выше его за колонной, тиксотропия переходит в «полужесткое» состояние, которое противодействует перемещению жидкости между пластами или в системе скважина -изолирующий пласт. Испытание обсадных колонн на герметичность предлагается проводить не по окончании периода ОЗЦ, а сразу после завершения цементирования. Важнейшую роль для повышения качества крепления скважин имеет грамотное использование оснастки обсадных колонн: башмаков, дифференциальных обратных клапанов, центраторов, скребков, турбулизаторов, различного рода подвесок и разъединителей для потайных колонн и др. Для газовых скважин наличие на обсадных трубах оснастки играет особую роль, так как жестко связывает трубу с цементным камнем, выполняя роль арматуры. В практике цементирования скважин серьезное внимание уделяется разработке и применению различных устройств для: разделения промывочной жидкости и тампонажного раствора в трубах и получения четкого сигнала об окончании процесса (разделительные пробки); обеспечения концентричного положения обсадных труб в искривленном стволе (центраторы); создания плотного контакта цементного камня с породами после очистки стенок скважины от фильтрационной корки (скребки, щетки); турбулизации восходящего потока на отдельных участках (турбулизаторы); обеспечения плотного контакта цементного камня с обсадными трубами за счет нанесения на их поверхность смолоСписок литературы
