Крепление скважин. Анализ образования флюидопроявляющих каналов в зацементированном пространстве скважин и мероприятия по обеспечению качественной крепи

Миграция газа в заколонном пространстве (ЗП) или переток газа между отдельными пластами сразу же после закачки в скважину цементного раствора представляет собой очень серьезную проблему, особенно для скважин, вскрывающих пласты с аномально-высоким пластовым давлением (АВПД), расположенных как на суше, так и в море.

Анализом и предотвращением причин возникновения заколонных флюидопроявлений занимаются отечественные и зарубежные исследователи долгие годы. Авторы [1-7] подразделяют межколонные газопроявления на две группы. К первой группе отнесены межколонные газопроявления, обусловленные непосредственным поступлением газа из продуктивных горизонтов через цементное кольцо и зазоры между цементным камнем и стенками скважины и обсадных колонн. Ко второй группе отнесены межколонные газопроявления, связанные с негерметичностью обсадных колонн.

Наибольший интерес представляют вопросы, относящиеся к первой группе, где основные факторы связаны с технологическими и физико-химическими процессами. Результаты исследований сводятся к следующему:

• темпы водоотдачи цементного раствора и его расширение в наибольшей степени
  влияют на снижение давления в цементном столбе;

• выход газа из пласта может начаться задолго до начала схватывания цемента, если цементный раствор имеет большую водоотдачу;

• сокращение объема цементного раствора за счет гидратации (контракция) происходит до начала схватывания цемента. Величина сокращения объема колеблется от 0,1 до 0,3%;

• снижение давления в столбе цементного раствора имеет место даже при отсутствии водоотдачи цементного раствора выше залегания газового пласта;

• расширяющиеся цементные составы, из которых может выделяться газ после
  окончания цементирования, могут компенсировать снижение давления в столбе цементного раствора;

• свободная вода непосредственно не влияет на утечки газа;

• товарные цементы, которые расширяются после начала схватывания, не
  предотвращают утечки газа.

Исследования, проведенные техасским университетом и фирмой «Экссон», показали, что миграция газа в ЗП при цементировании скважины обуславливается снижением
гидростатического давления столба тампонажного раствора во время начального периода его затвердевания [8].

Анализ существующих представлений показывает, что наиболее обоснованной
действующей силой флюидопроявления следует считать градиент давления, возникающий в период освоения и эксплуатации скважин за счет депрессии на непродуктивное насыщение флюидами пластов. Представления о путях продвижения пластового флюида связываются с наиболее слабыми участками в ЗП, сопротивление которых недостаточно для предотвращения движения флюидов и с выявлением причин формирования таких участков.

В настоящее время основными причинами формирования флюидопроявляющих
каналов в структуре твердеющего тампонажного раствора в начальный период ожидания
затвердевания цемента (ОЗЦ) называют процесс седиментации и напорное воздействие
пластового флюида.

Совпадение характерных зон седиментации и изменения проницаемости говорит об определяющей роли осаждения твердых частиц в процессе повышения проницаемости
цементного раствора (камня). Убедительным аргументом в пользу этого вывода служат
исследования, выявляющие влияние времени седиментационных процессов на
проницаемость цементного камня (рисунок 1). Экспериментами доказана возможность
формирования сплошных каналов в цементном камне при использовании седиментационно неустойчивых тампонажных растворов. Полученные данные подтверждаются
промысловыми наблюдениями.

Исследовано влияние состояния поверхности стенок скважины и колонны на
образование флюидопроводящих каналов. Вопрос изучался на специальной установке,
имитирующей скважинные условия. Установка для определения пути движения газа по
заколонному пространству через незатвердевший цементный раствор (рисунок 2) состоит из компрессора (1), модели обсаженной скважины (2), колонной головки (3) и манометра (4).

РИС. 1. Влияние времени седиментации на проницаемость цементного камня

РИС. 2. Схема установки для изучения образования флюидопроводящих каналов
в тампонажном растворе

Установлено следующее:

• степень взаимодействия седиментирующего тела с вмещающей средой снижается с уменьшением шероховатости поверхности среды;

• вес твердой составляющей раствора при зависании в большей степени передается на ту поверхность, с которой она больше взаимодействует при седиментации;

• зависание данного вида раствора происходит тем раньше, чем в большей степени на контактных поверхностях проявляются структурно-механические свойства скелетной
  решетки.

Проведенная научно-исследовательская работа нашла применение при разработке предложений по предупреждению некачественного крепления наклонно-направленных скважин одного из газовых месторождений Краснодарского края. Разрез скважин имеет
особенности, свойственные разрезам месторождений с АВПД:

- в нижней зоне имеется залежь, приуроченная к поровым коллекторам с АВПД;

- средняя зона представляет собой мощную (тысячи метров) толщу-покрышку,
сложенную глинами с маломощными, имеющими небольшое простирание, прослоями песчаников и алевролитов;

- верхняя зона сложена чередованием коллекторов и неколлекторов, она доступна для бокового и нисходящего движения вод; для этой зоны характерны нормальные давления флюидов.

Пример выделения зон АВПД по данным бокового каротажа в скважине данного
месторождения приведен на рисунке 3.

На основании анализа промысловых материалов сделан следующий вывод: причиной некачественного цементирования эксплуатационной колонны в скважине с появлением
после ОЗЦ заколонных перетоков является геологический фактор, а именно: пересечение скважиной пласта, относящегося к линзовидному нефтегазоводонасыщенному телу с
экстремальным градиентом порового давления, что не было учтено при цементировании скважины. Это привело к образованию флюидопроводящих каналов в цементном камне из-за несоответствия параметров применяемого тампонажного раствора требуемому значению.

Анализ тампонажного раствора для цементирования эксплуатационной колонны в данной скважине с учетом горно-геологических условий показал возможные изменения самого процесса формирования цементного камня в заколонном пространстве. Произошедшие в цементном камне в результате этого изменения могут быть оценены как влияние геологических и физико-химических факторов на качество крепи скважины.

Физико-химические факторы: седиментационное каналообразование; суффозия;
высокая водоотдача цементного раствора; наличие глинистой корки в зоне контакта с
тампонажным раствором; коагуляция тампонажных растворов в результате применения для

РИС. 3. Пример выделения зон АВПД по данным бокового каротажа в наклонно-направленной скважине рассматриваемого месторождения

их обработки химически несовместимых реагентов; повышенная проницаемость цементного камня; коррозия при воздействии агрессивных пластовых флюидов или пластовых вод не имеют места за исключением возможного проявления контракционного эффекта при твердении тампонажного раствора с образованием пристенного слоя воды в зоне контакта
«колонна – цементный камень».

Кроме того, на образование заколонных проявлений влияет содержание газа в
буровом растворе.

Особенностью технологии цементирования в геолого-технических условиях скважин данной площади являются повышенные требования к соблюдению программы цементирования, выдерживанию необходимых технологических свойств тампонажного раствора в интервале открытого ствола и в межколонном пространстве. При кратковременности процесса
цементирования кажущиеся незначительными отклонения режимов наземных и внутрискважинных работ от рекомендуемых могут оказать отрицательное влияние на качество цементирования скважин.

Для предотвращения заколонных перетоков и улучшения качества
крепления эксплуатационной колонны рекомендуется выполнение следующих мероприятий в период цементирования:

1. Буровой раствор дегазировать по всему объему, в течение 1,5 циклов циркуляции контролировать соответствие параметров раствора проектным.

2. В технологическую оснастку эксплуатационной колонны включить центраторы и турбулизаторы.

3. Провести цементирование эксплуатационной колонны в одну ступень путем порционной закачки двух пачек тампонажного раствора.

4. В целях устранения контракционного эффекта применяемый для цементирования эксплуатационной колонны тампонажный материал типа ЦТТУ I-160 может быть модифицирован введением расширяющей добавки на основе оксида магния. Ее количество определяется экспериментально с учетом термобарических условий скважины.

5. Использованный цемент и реагенты для обработки тампонажного раствора по
термостойкости должны соответствовать условиям цементирования эксплуатационной
колонны. Для обработки тампонажного раствора использованы реагенты: понизитель
фильтрации и регулятор реологических свойств, пластификатор, замедлитель сроков
схватывания, термостабилизатор, пеногаситель.

6. При подборе рецептур тампонажных растворов, исходить из того, что они должны обладать рядом специфических свойств:

• контракционный эффект тампонажного раствора при затвердении его в камень
  должен быть пониженным;

• седиментационная устойчивость тампонажных растворов должна быть высокой;
  водоотстой не должен превышать 1–1,5%, а материалы, используемые для приготовления тампонажного раствора, должны давать однородные по плотности смеси;

• сроки схватывания тампонажных растворов следует подбирать, исходя из сроков начала загустевания смесей при забойных динамических температурных условиях и давлениях; время загустевания должно на 25% превышать время, необходимое для проведения всей операции цементирования, но не более чем на 30–40 мин;

• тампонажные растворы должны иметь повышенные реологические характеристики (максимально допустимую динамическую вязкость и статическое напряжение сдвига), обеспечивающие, однако, успешное их транспортирование в интервал цеменирования;

• водоотдача тампонажного раствора, особенно в случае очистки стенок скважины от глинистой корки, должна быть минимальной в конкретных условиях применения;

• при выборе тампонажных материалов и реагентов предпочтение отдается тем,
  которые обеспечивают необходимое время между началом и концом схватывания;

• химические реагенты для обработки тампонажных растворов следует выбирать также из условия максимальной вязкости жидкости затворения, плотность воды затворения желательно иметь повышенную, для чего рекомендуется растворять в ней
  поваренную или другие соли.

Таким образом, качество крепления скважин определяется как комплексом технологических мероприятий в процессе цементирования, так и физико-химическими свойствами применяемых буровых и тампонажных растворов. Несоответствие указанных факторов горно-геологическим условиям скважин приводит к разного рода осложнениям, наиболее существенным из которых в плане обеспечения надежного изоляционного комплекса скважины являются заколонные флюидопроявления.

Предложенные в данной работе мероприятия могут быть применены при креплении скважин на месторождениях и ПХГ с учетом индивидуальной проработки
в соответствии с конкретными горно-геологическими условиями.

Литература:

1. Булатов А.И. Газопроявления в скважинах и борьба с ними [Текст] / А.И. Булатов, В.И. Рябченко, И.Я. Сибирко [и др.]. – М. : Недра, 2009. – С. 63 – 144.

2. Егорова Е.В. Возможности математического моделирования механизмов миграции газа в заколонном пространстве нефтяных и газовых скважин [Текст] / НТЖ Геология, география и глобальная энергия. – 2014. - № 3 (54).

3. Малеванский, В.Д. Открытые газовые фонтаны и борьба с ними [Текст] /
   В.Д. Малеванский. – М. : Гостоптехиздат, 1993. – С. 148.

4. Линевский А.А. К вопросу борьбы с обводнением скважин [Текст] /
   А.А. Линевский // Азерб. нефтяное хозяйство. – Баку, 1990. № 4. – С. 12.

5. Мариампольский Н.А. Промывка и разобщение пластов в глубоких скважинах [Текст] / Н.А. Мариампольский, В.М. Муняев. – М.: Гостоптехиздат, 1992. – С. 124.

6. Булатов А.И. О природе межтрубных газо–, водо– и нефтепроявлений [Текст] / А.И. Булатов // Газовая промышленность. – М., – 2003. – № 12. – С. 24.

7. Мамаджанов У.Д. Затрубные проявления газа [Текст] / У.Д. Мамаджанов,
   В.Е. Халфин // Нефтяное хозяйство. – М., – 1996. – № 9. – С. 22.

8. Левайн Д.К. Предотвращение миграции газа в затрубном пространстве цементируемой скважины [Текст] / Д.К. Левайн, Э.У. Томас, Х.П. Безнер [и др.] // Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. – М., 2008. – № 10. – С. 8 – 17.