 |
 |
 |
|
СУЛТАНОВ В.Г. - Зав. кафедрой «Горнорудная промышленность и охрана недр» НОУ «Межотраслевой институт» (Уфа)
Одной из важных проблем нефтегазодобывающей промышленности является повышение качества строительства нефтяных и газовых скважин, начиная от вскрытия продуктивного пласта долотом в процессе бурения и заканчивая вызовом притока и сдачей скважины в эксплуатацию. На качество вскрытия продуктивного пласта оказывают влияние ряд факторов, которые совместно или по отдельности ухудшают проницаемость продуктивного пласта. Основными из них являются неуправляемая кольматация стенок скважины твердой фазой и насыщение призабойной зоны водой вследствие проникновения фильтрата глинистого раствора в пласт [1,3]. В последние годы различными научно-исследовательскими и промысловыми организациями проведена значительная работа по повышению качества вскрытия пластов. Исследования в основном проведены по следующим основным направлениям [1,2]: - совершенствование растворов на углеводородной основе (РУО); - улучшение свойств буровых растворов на водной основе; - разработка новых типов высокоингибированных буровых растворов; - разработка новых способов вскрытия продуктивных пластов. Для принятия оптимального решения по технологиям первичного и вторичного вскрытия продуктивных пластов необходим анализ геолого-промысловой информации. В результате проведенного обзора современных достижений в области вскрытия пластов установлено, что еще недостаточно изучены [1]: - влияние различных технологий и систем вскрытия на пласт-коллектор; - состояние качества крепи в затрубном пространстве; - характер загрязнения после вскрытия призабойной зоны пласта (ПЗП); - технологическое состояние ствола скважины после перфорации и др. Мало работ, позволяющих оценить технологическую и экономическую эффективность применяемых методов и технологий вскрытия продуктивных пластов. В связи с этим назрела необходимость обоснования требований к технологиям, материалам и техническим средствам для качественного вскрытия продуктивных пластов и крепления скважин при их строительстве с учетом литолого-петрографической характеристики пород продуктивных коллекторов, температуры и давления, состава пластовых флюидов, возможного загрязнения при вскрытии продуктивного пласта. Для сохранения свойств ПЗП при вскрытии пласта важно обеспечить оптимальное соотношение превышения гидростатического давления над пластовым. С точки зрения сохранения свойств ПЗП при вскрытии продуктивных пластов нами предложены для группы Лангепасских месторождений следующие превышения давления (гидростатического над пластовым) при бурении скважин [1]: - по пластам с хорошей гидродинамической характеристикой (пласт АВ): рбур - рпл = 1,5 ÷ 3,0 МПа или рбур ≈ (1,10 ÷ 1,15) рпл; - по пластам с плохой гидродинамической характеристикой (пласты ЮВ и БВ): рбур - рпл = 2,0 ÷ 3,5 МПа или рбур ≈ (1,15 ÷ 1,20) рпл. Однако, исходя из технологии бурения и условий обеспечения безопасности, необходимо руководствоваться общепринятыми требованиями. Отметим, что полученные результаты статистической обработки и принятые рекомендации находятся в тех же диапазонах. Установлено [1], что при вторичном вскрытии пласта для пластов с низкой гидродинамической характеристикой (пласт ЮВ отложений юрского возраста Лангепасской группы месторождений), а значит, и с небольшим радиусом загрязнения тип перфорации существенно не влияет на качество вскрытия и эффективность работы пласта. Более того, как правило, эти пласты являются более твердыми и хрупкими. Поэтому в этих случаях предпочтительно использование таких типов перфораторов, которые в пласте образуют дополнительные трещины, например пулевых. Для пластов с высокой гидродинамической характеристикой необходимо использовать перфораторы с большей глубиной создаваемого перфорационного канала, так как в этих пластах гидродинамические характеристики снижены в большей степени, и зона ухудшения имеет больший радиус. Эффективность использования того или иного типа перфоратора во многом определяется скважинной жидкостью при перфорации, числом отверстий на погонный метр, комплексом дополнительных геолого-технических мероприятий (ГТМ), направленных на повышение эффективности работы скважины, и т.д. Показано, что в высокопродуктивных пластах с повышенной глубиной загрязнения ПЗП кольматирующим материалом хорошие результаты дает освоение скважин в сочетании с методом имплозии. В начале эксплуатации скважин, выведенных из бурения, необходимо создавать следующие начальные перепады давления: если коэффициент проницаемости пласта больше 0,1 мкм2, то ∆Рэкспл ≥ (1,1 ÷ 1,5) ∆Рбур; если коэффициент проницаемости пласта 0,050,1 мкм2, то ∆Рэкспл ≥ (1,3 ÷ 1,75) ∆Рбур; если коэффициент проницаемости пласта менее 0,05 мкм2, то ∆Рэкспл ≥ (1,5 ÷ 2,0) ∆Рбур. В ходе анализа промыслового материала установлено [1], что при начальной повышенной депрессии на пласт происходит постепенный вынос кольматирующего материала, и продуктивная характеристика скважины улучшается. Со временем, после очистки ПЗП от фильтратов бурового и цементного растворов, можно переходить на заданные по условиям разработки режимы эксплуатации скважин. Таким образом, при планировании бурения новых скважин необходимо учитывать геолого-физические свойства горных пород продуктивного пласта. Например, для новых скважин с предполагаемыми хорошими гидродинамическими характеристиками желательно первичное вскрытие нефтяных пластов и их перфорацию проводить с жидкостями на нефтяной основе. Эти пласты наиболее подвержены кольматации. На начальной стадии эксплуатации очень трудно добиться эффективной их работы, поэтому необходимо восстановить их потенциальную продуктивную характеристику с помощью ГТМ. Подробно рецептура и условия применения технологических жидкостей на углеводородной основе для нефтегазовых процессов, в том числе для вскрытия пластов, нами рассмотрены в работе [2]. Проведенный анализ крепления глубоких скважин за продолжительный период на нефтегазовых месторождениях России показал следующее. Строительство глубоких скважин из-за различных горно-геологических термобарических условий весьма сложно. В десятках тысяч скважин имеются факты некачественного их крепления. Нередко отсутствуют тампонажные составы, обеспечивающие долговременную жизнь скважин в период эксплуатации и после их ликвидации, как сверхглубоких порометрических, глубоких разведочных, добывающих скважин, поисково-разведочных скважин на нефть, газ и воду и на твердые ископаемые [5]. Существенный вклад для выяснения причин некачественного крепления скважин и их последствий внесли специалисты под руководством профессора Шарипова А.У. Они выявили ухудшение состояния ликвидированных скважин на нефтяных месторождениях Башкирии и явную недостаточность принимаемых мер и разработанных производственниками мероприятий, которые не обеспечивают качество крепления скважин [5]. В работе [5] отмечается, что вызывают особую озабоченность ликвидированные скважины, где в пластах содержатся высокоминерализованные сероводород-содержащие пластовые воды, в особенности в связи с поднятием воды различных гидросооружений, когда тысячи скважин оказываются под водой. При низких альтитудах скважин эти пластовые воды могут проявляться с большой интенсивностью, более миллиона кубических метров воды в год на одну скважину, т.е. одна скважина в состоянии отравить целый пласт грунтовых пластовых вод, подпитывающих реки. Представляют большую опасность ликвидированные и консервированные глубокие скважины, содержащие до 6-7% сероводородного газа. Кроме того, нередко эксплуатационные колонны были изготовлены из обычных стальных труб, нестойких к сероводородной коррозии, и из-за этого они были ликвидированы традиционными методами - с помощью тампонажных цементных мостов. После их ликвидации прошло более 50 лет, и они подлежат обследованию и переликвидации с применением новых тампонажных составов, обеспечивающих надежность крепления. Повторная же переликвидация из-за ухудшения состояния заколонного пространства скважин только удорожает их обслуживание. В настоящее время ликвидированный фонд скважин составляет десятки тысяч только в Урало-Поволжье. Поэтому сегодня в этих скважинах из-за финансовых и технологических причин практически невозможно исключение заколонных перетоков жидкости, в первую очередь пресной воды. В конечном итоге это может привести к уменьшению грунтовых пресных вод из-за их перетока в более глубоко залегающие горизонты и смешение, например, с рассолами. В связи с отмеченным следует обратить внимание на существенные недостатки строительства скважины традиционным способом. Известный способ строительства скважин включает ее бурение, спуск обсадной колонны, закачку цементного раствора в обсадную колонну и продавку его в заколонное пространства (технология Богушевского-Перкинса).
Указанный способ имеет следующие недостатки [6]: - цемент в затрубном пространстве по всей глубине от забоя до устья обсадных и эксплуатационных колонн создает жесткую конструкцию, особенно в зонах контакта цемента с горными породами. В затрубном пространстве скважины конструкция с жесткими контактами вследствие разрушения цементного кольца при температурном колебании, деформации земной коры, ударах (например, перфорациях, при спуске-подъеме насосно-компрессорных труб и т.д.) образует в тонком цементном кольце микро- и макротрещины, по которым происходит миграция как сероводородных газов, так и углеводородных жидкостей на поверхность, разрушающих металл труб и загрязняющих грунтовые, подземные воды и воздушную среду. После одного-двух капитальных ремонтов скважин в затрубном пространстве по высоте сохраняется около 25-30% цемента; - малый срок службы скважины, поскольку невозможно заменить отработанную, корродированную или нарушенную эксплуатационную колонну, так как она зацементирована полностью; - в момент схватывания цементного раствора создается резкая депрессия на продуктивный пласт, поскольку цемент как бы зависает на колоннах труб, что может привести к затрубным проявлениям, выбросам, переходящим в фонтаны, с тяжелыми последствиями; - невозможность обеспечения контроля и воздействия через затрубное пространство в аварийных ситуациях, поскольку затрубные пространства перекрыты цементом; - колонны металлических труб, особенно в скважинах на сероводородных месторождениях, разрушаются быстро, особенно эксплуатационная колонна, которая определяет долговечность эксплуатации скважины, но ее заменить нельзя, поскольку и она зацементирована полностью; - большие и неоправданные затраты цемента; - при существующем способе - чем выше создаются и используются прочностные характеристики цемента при креплении и изоляции труб, тем жестче становится конструкция сооружения, нарушаются условия равновесия закона гибких систем сооружения в зоне контактов искусственных с естественными материалами, поскольку коэффициенты линейных и объемных изменений металла, цемента и естественных горных паров различны, нарушаются контакты при перфорации, ударах и температурных колебаниях, следовательно, качественно цемент не может решить одновременно задачи крепления колонн и их изоляции; - невозможность использования антикоррозионных ингибиторов при условии гибких контактов для сохранения металлических колонн, поскольку они полностью цементируются. Кроме того, свою определенную роль в разрушении цементного камня проявляет и процесс коррозии. Таким образом, в целом следует отметить, что в процессе строительства из-за некачественного крепления скважин при их неполной изоляции возникают эконарушения (которые сводятся в основном к загрязнению окружающей среды и недр), выражающиеся в: - проявлении агрессивных минерализованных или сероводородсодержащих пластовых вод в скважине и с выходом на поверхность земли; - неликвидированных поглощениях буровых растворов перед цементированием обсадных колонн различного назначения; - открытых выбросах нефти и газа через затрубные и кольцевые пространства; - порывах эксплуатационных колонн при эксплуатации скважин; - межпластовых перетоках, в том числе обводнении продуктивного пласта; - уходе пресных вод в зоны полного ухода буровых растворов, на глубине 2-100 м при бурении под направление и кондукторов; - нерегулируемых и неконтролируемых смешениях пластовых флюидов; - подъеме агрессивных пластовых вод, нефти и газа вверх за счет разности пластовых давлений, явлений диффузии и осмоса; - загрязнении почвы, грунтовых вод и пластов, содержащих пресную воду, минерализованными или сероводородсодержащими пластовыми водами; - изливе агрессивных минерализованных или сероводородсодержащих пластовых вод в окружающую местность. В настоящее время некоторые месторождения, располагающиеся на территории бывшего Советского Союза, разрабатываются уже 70-100 лет, и, соответственно, ликвидированные скважины этих месторождений достигли такого же возраста. Отмеченного рода эконарушения таких месторождений представляют наибольшую опасность для окружающей среды и жизнедеятельности людей в этих районах. Следует отметить, что в этот период происходило массовое бурение долотами уменьшенного диаметра - 190 мм. В скважину такого диаметра спускали эксплуатационные колонны диаметром 146 мм. Поэтому из-за малого зазора между стенками скважины и наружной поверхностью обсадной колонны в процессе цементирования в затрубном пространстве развивались высокие гидродинамические давления, и по этой причине наблюдалось много случаев оставления цемента в колонне и недоподъема цемента за колонной. Данный вид брака приводит к увеличению открытого интервала в затрубном пространстве с вытекающими отсюда отрицательными последствиями. Отрытыми же интервалами в затрубном пространстве остаются места соприкосновения обсадной колонны с горной породой в искривленных скважинах, где также отсутствует цемент. Достаточно давно при строительстве скважины решается проблема обеспечения непроницаемых, гибких контактов цемента с горными породами и металлом труб, поскольку безопасность и долговечность конструкций сооружения скважины, в основном, определяется качеством и долговечностью этих контактов, которые бы не зависели от объектов и линейных изменений материалов. Но такого долговечного сооружения скважины в настоящее время не существует. В качестве крепежного и изоляционного материала одновременно используется цемент, который, создавая жесткие контакты, хорошо выполняет задачу крепления труб, но не обеспечивает условия изоляции и гибкость подвижных контактов, особенно при колебаниях температур, ударах, геодеформационных процессах и т.д. Традиционные способы крепления скважин не удовлетворяют условиям обеспечения безопасности окружающей среды [5]. Особенно эти способы крепления сильно сказываются на сохранности недр на таких осложненных месторождениях нефти Башкирии, как Кушкульское, Биавашское, Кунгакское и др. Среди них, например, уникальным в природном отношении является Кушкульское месторождение, где пресноводный комплекс простирается до глубин 800-900 м. В то же время это месторождение уникально по степени сложности гидрогеологических условий бурения. Здесь по всей глубине скважины встречаются высокоинтенсивные поглощения, зачастую катастрофические, а геологический разрез сложен породами сравнительно невысокой твердости. По этой причине за последние годы в этих скважинах происходили постоянные нерегулируемые межпластовые перетоки и смешения пластовых флюидов. Отмечается [5], что на особо осложненных участках разбуриваемых площадей, например на поймах рек, озер, где обычно наблюдаются мощные отложения осыпающихся глин, гравия, конгломерата, для укрепления устья скважины дополнительно спускали шахтовое направление диаметром 426 мм на глубину 15÷20 м. Градиент давления различных пластов, по данным авторов работы [5], при бурении под кондуктор изменяется в пределах 0÷0,25 атм/м. Градиент давления водоносных пластов ниже башмака кондуктора до вскрытия продуктивных пластов изменяется от 0,085÷0,115 атм/м, если градиент давления имеет 0,1 атм/м, промывочная жидкость поглощается во время вскрытия зоны ухода при промывке забоя водой или глинистым раствором. Если градиент давления превышает значение 0,1 атм/м, вскрытие этой зоны при промывке забоя водой сопровождается обычно водопроявлением. А характер циркуляции других промывочных жидкостей определяется, в основном, их плотностью. Таким образом при нарушенной изоляции заколонного пространства в ликвидированных скважинах выработанных нефтяных пластов, особенно с «посаженными пластовыми давлениями», где градиент давления пласта близок или равен значению 0 атм/м, пресной воде грунтовых водоносных пластов ничего другого не остается, как перетечь в нижние горизонты с меньшими градиентами давления пласта. Существует альтернативное изобретение [6], устраняющее указанные недостатки и снижающее затраты на сооружение скважины. Суть решения заключается в следующем. При креплении и изоляции обсадных колонн различного типа обеспечивается повышение надежности изоляции заколонного пространства скважин и возможность извлечения обсадных колонн. При бурении скважины формируют боковые выработки в стенках скважины. Это осуществляют на глубине спуска обсадной колонны. Выработки формируют под каждую из промежуточных обсадных колонн. Выработки выполняют высотой, обеспечивающей силу сцепления цементного камня с каждой из обсадных колонн, противодействующей выталкивающей силе. Осуществляют спуск обсадной колонны. Перед закачкой цементного раствора в каждую из промежуточных обсадных колонн закачивают с ингибиторами коррозии вязкую жидкость-гидрозатвор. Ее закачивают в объеме заколонного пространства этих колонн над боковыми выработками. Затем закачивают цементный раствор. До спуска эксплуатационной колонны продуктивный пласт перфорируют. После спуска эксплуатационной колонны заколонное пространство этой колонны над продуктивным пластом заполняют вязкой жидкостью-гидрозатвором с плотностью, обеспечивающей гидростатическое давление выше пластового давления. При этом боковые выработки дополнительно формируют в кровле и подошве продуктивного пласта. Кроме того, при вскрытии пластов, склонных к гидроразрыву и поглощениям, выше этих пластов закачивают вязкую жидкость-гидрозатвор меньшей плотности, чем плотность вязкой жидкости-гидрозатвора ниже этих пластов. Заколонное пространство над продуктивным пластом заполняют вязкой жидкостью-гидрозатвором с плотностью, обеспечивающей гидростатическое давление на 10 +5% выше пластового давления. До спуска эксплуатационной колонны может быть осуществлена перфорация продуктивного пласта. В качестве эксплуатационной колонны могут быть применены насосно-компрессорные трубы, при этом последние могут быть оборудованы пакером. Вместе с оригинальным решением авторов, позволяющим исключить существенные недостатки традиционных технологий крепления скважин, осуществлявшихся цементированием обсадной колонны, предложенный способ также не лишен недостатков. В предложенном решении крепления скважины они следующие: 1. В глубоких скважинах со сложными горно-геологическими условиями залегания пород, сложенных несцементированными или слабосцементированными песками, значительное гидростатическое давление гидрозатвора будет способствовать их обрушению и в последующем ухудшению герметичности заколонного пространства. Указанные явления особенно нежелательны в ликвидированных скважинах. 2. Как отмечалось выше, сущность альтернативной технологии заключается в том, что для изоляции пластов в затрубное или во внутреннее пространство обсадной колонны или в открытый ствол скважины через бурильную колонну выше комплекса продуктивных пластов на всю высоту или в отдельные интервалы закачивают вязкоупругие смеси, состоящие из природных материалов (глин, барита, мела, флокулянта и т.д.). В присутствии флокулянтов твердая фаза в результате нейтрализации их положительных зарядов быстро осаждается под действием сил гравитации, что приводит к образованию непроницаемых глинистых, глинобаритовых и других паст. Чем больше осаждается твердая фаза, тем плотнее и непроницаемее изолирующий материал. В связи с изложенным, поиск эффективно действующих флокулянтов является актуальной задачей в рассматриваемом вопросе [5,7]. Актуальным является также исследование новых способов крепления скважин, в том числе с использованием гидрозатворов, обеспечивающих надежную и долговременную герметизацию заколонного пространства скважины. Выводы 1. При планировании бурения новых скважин необходимо учитывать геолого-физические свойства горных пород продуктивного пласта. Например, для новых скважин с предполагаемыми хорошими гидродинамическими характеристиками желательно первичное вскрытие нефтяных пластов и их перфорацию проводить с жидкостями на нефтяной основе. Эти пласты наиболее подвержены кольматации. 2. Традиционный способ строительства скважин, включающий бурение, спуск обсадной колонны, закачку цементного раствора в обсадную колонну и продавку его в заколонное пространство, не обеспечивает надежность герметизации заколонного пространства на контакте обсадной колонны с цементным камнем, а также в интервалах залегания неустойчивых и поглощающих пластов. В связи с этим представляют большую опасность ликвидированные и консервированные глубокие скважины из-за возможного нефтегазопроявления, особенно нефти с высоким содержанием сероводородного газа, что в свою очередь не удовлетворяет условиям обеспечения безопасности окружающей среды и охраны недр. 3. При существующей технологии строительства скважин будут присутствовать эконарушения: - межпластовые перетоки, в том числе обводнение продуктивного пласта; - уход пресных вод в зоны полного ухода буровых растворов, на глубине 2-100 м при бурении под направление и кондуктор; - уход пресных вод в нижние горизонты и их смешение с другими - флюидами в результате разрушения цементного камня крепи скважины; - нерегулируемое и неконтролируемое смешение пластовых флюидов; - подъем агрессивных пластовых вод, нефти и газа вверх за счет разности пластовых давлений, явлений диффузии и осмоса; - загрязнение почвы, грунтовых вод и пластов, содержащих пресную воду, минерализованными или сероводородсодержащими пластовыми водами; - излив агрессивных минерализованных или сероводородсодержащих пластовых вод в окружающую местность. Необходимы альтернативные технологии крепления нефтяных скважин, например с использованием различных гидрозатворов.
Литература 1. Повышение качества первичного и вторичного вскрытия нефтяных пластов / Н.А. Петров, В.Г. Султанов, И.Н. Давыдова, Г.В. Конесев; под ред. проф. Г.В. Конесева. - СПб.: ООО «Недра», 2007. - 548 с. 2. Эмульсионные растворы в нефтегазовых процессах/ Н.А. Петров, А.Я. Соловьев, В.Г. Султанов, С.А. Кротов, И.Н. Давыдова. - М.: Химия, 2008. - 440 с., ил. 3. Анализ некоторых факторов, влияющих на качество вторичного вскрытия продуктивных пластов/ Ганиев Р.Р., Султанов В.Г., Дубинский Г.С., Шамаев Г.А.// Нефт. и газовая пром-ть. Геология, геофизика и разраб. нефт. месторождений. - 1998, № 11. С. 34-36. 4. Султанов В.Г. Влияние технологических жидкостей на качество вскрытия продуктивного пласта/Султанов В.Г., Ганиев Р.Р., Дубинский Г.С., Конесев Г.В.// Нефт. и газовая пром-ть. Геология, геофизика и разраб. нефт. месторождений. - 1999, № 2. С. 29-31. 5. Отчет НТЦ «Экобуртехнология» за 2000-2001 гг. в 1 книге/ Исследование и разработка тампонажных составов и технологии для ликвидации и консервации скважин различного назначения на длительный период применительно к горно-геологическим условиям месторождений Республики Башкортостан // Отв. исполнит. Шарипов А.У.: Инв. № 133!3, Башкирский геологический фонд. - Уфа, 2001. - 129 с. 6. Патент 2012777. Способ строительства скважин/ Калмыков Г.И., Горюнов Д.А., Давлетбаев М.Ф., Огай Е.К., Ли В.С. 7. Газизов А.Ш. О механизме действия полимердисперсных систем на обводненные продуктивные пласты. - М.: ВНИИОЭНГ, 1986. - Депрук. № 1315/ нг. - 15 с.
|
Решение проблем качественного вскрытия и крепления нефтяных скважин при их строительстве и обеспечение их надежной ликвидации и консервации
Недостатком приведенного способа строительства скважин является невысокая надежность герметизации заколонного пространства на контакте обсадной колонны с цементным камнем, а также в интервалах залегания неустойчивых и поглощающих пластов. Несмотря на многочисленные разработки различных авторов по совершенствованию указанной технологии строительства скважин, существенных изменений по их надежности не произошло.
