Нарушение герметичности заколонных пространств скважин, приводящее к возникновению межпластовых перетоков газа, межколонных газопроявлений и грифонообразований, остается серьезным видом осложнений на многих газовых и газоконденсатных месторождениях [1].
Стоит отметить ухудшение состояния фонда, увеличение объема ремонтов со вступлением большинства крупных месторождений в позднюю и завершающую стадии разработки. Показательным примером служат два предприятия ПАО «НК «Роснефть» – ООО «РН-Пурнефтегаз» и ООО «РН-Юганскнефтегаз». Организации разрабатывают 52 месторождения, более 30 % которых находятся в третьей стадии разработки. Из почти 20 тыс. добывающих нефтяных скважин 47 % находятся в бездействии, консервации и ожидании ликвидации. Среди них значительный фонд скважин с негерметичным цементным кольцом, в которых заколонный переток жидкости уже установлен или обоснованно предполагается [2].
Нарушение целостности обсадной колонны после некоторого периода эксплуатации скважины может быть вызвано наружной и внутренней коррозией, эрозионным действием потока добываемого флюида, прожогом труб при коротком замыкании токоподводов к глубинным насосам, неправильным проведением технологических, ремонтных или аварийных работ в скважине, авариями с эксплуатационным оборудованием, смятием труб из-за неустойчивости стенок скважины, ошибочной перфорацией колонны и т.д. Виды коррозии приведены на рисунке 1. Все это часто сопровождается обводнением продукции скважины, газопроявлениями в трубном и затрубном пространствах, грифонообразованием [3].
Большинство исследователей полагают, что наиболее вероятной причиной нарушения герметичности эксплуатационной колонны служит проявление коррозии наружной и внутренней поверхностей труб в агрессивной среде пластовой воды и газа.
Причиной негерметичности цементного кольца является низкое качество цементирования обсадных колонн в скважинах, вследствие применения нестандартного цемента или приготовления цементных растворов с завышенными водоцементными отношениями [4].
Чаще всего о наличии путей заколонных флюидоперетоков нам становится известно лишь при их функционировании, т.е. при фильтрации по ним газа. Установлено, что образование путей техногенных перетоков газа в заколонном пространстве скважин в отдельных случаях происходит в процессе строительства, а именно – цементирования скважин.
Процесс цементирования заколонного пространства скважины, в частности период ОЗЦ, представляется наиболее опасным для образования путей заколонных флюидоперетоков. Особенности процесса образования структуры тампонажного раствора (цементного камня) определяют качество заколонной крепи. Эксперименты показали: если тампонажный раствор не нарушает структуру порового пространства в период до превращения его в камень, то такой камень становится практически непроницаемым для пластового флюида. Однако если после цементирования присутствуют заколонные флюидопроявления, то это свидетельствует о том, что в поровом пространстве тампонажного раствора или камня образовались флюидопроводящие каналы.
Стоит отметить, что в период времени ОЗЦ в тампонажном растворе, находящемся в заколонном пространстве скважины, происходят сложные физико-химические процессы, среди которых имеет место и опережающее схватывание цемента в отдельных зонах. В этих зонах контакт цементного камня с обсадной колонной или породой образуется в условиях достаточного количества жидкости (водной фазы) и имеет хорошее качество. На других же участках заколонного пространства качество контакта цементного камня будет ухудшаться вследствие развития в дальнейшем явления усадки цементного камня, имеющего место при недостаточном количестве жидкой водной фазы раствора [1].
Анализируя причины негерметичности эксплуатационных колонн и особенности формирования каналов техногенных перетоков можно заключить, что решением данной проблемы является создание и применение тампонажных систем с газоблокирующими свойствами для обеспечения качественного крепления скважин.
Литература
1. Бекетов С.В., Евик В.Н., Суковицын В.А. Особенности формирования каналов техногенных перетоков газа в заколонных пространствах скважин, Горный информационно-аналитический бюллетень, 2003. – С. 12–16.
2. Никишов В.И. Совершенствование технологии ремонтно-изоляционных работ по исправлению негерметичного цементного кольца на примере месторождений Западной Сибири – диссертация кандидата технических наук, Уфа, 2010.
3. Антипин Ю.В. Предотвращение осложнений при добыче обводненной нефти / Ю.В. Антипин, М.Д. Валев, А.Ш. Сыртланов – Уфа: Башк. кн. изд-во. – 1987. – 168 с.
4. Краснов И.И. Диагностика источников водопритока и перспективы технологий ограничения прорыва воды в скважины / Нефть и газ: опыт и инновации, 2019. – С. 20–34.
