главная / банк технологий / капитальный ремонт скважин (кр... / заколонные перетоки

Межколонные давления и заколонные движения флюидов в скважинах. Пути решения проблемы


 
МЕЖКОЛОННЫЕ ДАВЛЕНИЯ И ЗАКОЛОННЫЕ ДВИЖЕНИЯ ФЛЮИДОВ В СКВАЖИНАХ.
ПУТИ РЕШЕНИЯ ПРОБЛЕМЫ
 
С.И. Райкевич
 
ООО «Ямбурггаздобыча»
Наиболее важной проблемой разработки газовых и нефтяных месторождений с газовой шапкой не только в северных регионах России, но и всего мира, является появление межколонных давлений и заколонных движений флюидов по цементному кольцу обсадных колонн скважин с газоносных пластов в вышележащие проницаемые пропластки в процессе ОЗУ эксплуатации колонны. При достижении устья скважины газ проявляется в виде межколонных давлений и грифонов на устье скважины, которые наблюдаются в дождливую погоду и при наличии скоплений воды. А при разработке многих месторождений начальные запасы нефти и газа не подтверждаются в процессе разработки.
Межколонные давления и заколонные движения газа выявлены в скважинах, где обсадные колонны зацементированы до устья, на многих газовых и нефтяных месторождениях с газовой шапкой севера Тюменской области. Особую тревогу они вызывают на месторождениях Прикаспийской впадины на Тенгизском нефтяном, Карачаганагском и Астраханском газоконденсатных месторождениях с АВПД и высоким до 38 % содержанием сероводорода в добываемой продукции. С особой остротой эта проблема встает также при разработке гигантских месторождений газа и нефти, когда выявляется не подтверждение начальных запасов газа, конденсата и нефти в процессе разработки. Так, например, на Астраханском ГКМ добыто около 83 млрд м3 газа за весь период разработки. Утвержденные запасы месторождения составляют 2,5 трл м3 на левобережье Волги в Астраханской области. При этом за период разработки пластовое давление с 61,3 МПа снизилось до 50 МПа, что сопровождается соответствующим подъемом ГВК залежи. А сколько не подтверждается начальных запасов газа? Оценить можно, используя всем известные законы газового состояния из физики.
Исследования, проведенные в Техасском университете совместно с фирмой «Экссон» и позднее проанализированные в работе [5], показали, что в затрубном пространстве сразу после цементирования гидростатическое давление столба цементного раствора снижается в процессе его гидратации и объемной усадки. В работе показано, что цементный камень не создает гидростатического давления.
Промывные исследования проведены в двух похожих скважинах глубиной более 2600 м по изучению влияния пульсаций цементного раствора на процесс цементирования скважин несколькими американскими компаниями. В работе [9] показано, что в 15 % случаев цементировочные работы неудачные и обходятся нефтяным и газовым компаниям около 470 млн ежегодно. Проблемы в основном обусловлены прохождением газа сквозь поры породы на задерживание начала загустевания цемента, на поддержание гидростатического давления и сокращение выделения газа. Цементировался нижний участок каждой обсадной колонны протяженностью более 500 м с закрепленными тремя датчиками давления и температуры на внешней части обсадной колонны в 2-х скважинах. Нижний датчик размещен на уровне середины цементного кольца, верхний немного выше головы цементного кольца в промывочной жидкости, а средний - немного ниже в цементном кольце. Результаты испытаний в двух скважинах оказались аналогичными показанным на рис. 1.
На рис. 2 показано изменение амплитуды импульсов давлений в конце периода подачи импульсов, достигающих нижнего датчика, после чего воздействие прекратили. После проведения исследований по изучению влияния пульсаций давлений, оказываемых на твердеющий цементный раствор, на уменьшение газопроницаемости цементного камня, давление на нижнем датчике продолжало уменьшаться. Давление на среднем датчике уменьшилось, а затем оставалось постоянным, а давление на верхнем датчике уменьшилось, а затем снова увеличилось. Аналогичное поведение было отмечено и в другой скважине. Авторы не нашли этому никакого объяснения [9]. Что же на наш взгляд происходит?
Заколонные движения флюидов из пласта начинаются еще при ОЗЦ, в процессе формирования цементного камня. Газ может проникать из пласта в цементное кольцо за обсадной колонной и мигрировать в нем только при условии превышения давления в газоносном пласте над давлением за колонной, которое может быть только гидростатическим. Гидростатическое давление за обсадной колонной может быть создано только столбом жидкости или текучего вещества, но не камня. Миграция газа начинается при ОЗЦ в результате уменьшения гидростатического давления, создаваемого столбом цементного раствора при его затвердевании. Градиент гидростатического давления уменьшается сначала до давления, создаваемого жидкостью затворения цемента, и становится равным нулю по окончанию схватывания цемента, поскольку цементный камень не имеет текучести.
 
Рис. 1. За 5 минут отбора показаний в конце периода подачи импульсов импульсы давления все еще достигали нижнего датчика, но их амплитуда резко уменьшилась
(1 фунт/дюйм2 = 6,895 кПа)
Рис. 2. Первоначально импульсы давления 738 кПа подавались с интервалом в 10 с после приложения и стравливания давления. Сжимаемый объем (средний график) значительно уменьшился в течение первых 30 мин с начала подачи импульсов, а в течение последующего периода снижался незначительно
(1 фут/дюйм2 = 6,895 кПа)
 
На рис. 3. показаны результаты лабораторных исследований изменений гидростатического давления столба твердеющего цементного раствора длиной 3,7 м, удельного веса 1,965 г/см3 в процессе ОЗЦ [5].
Рис. 3. Схема установки для исследования измерения градиента давления столба цементного раствора в процессе его затвердевания и график, иллюстрирующий эти изменения при проведении эксперимента:
1 – пресная вода; 2 – термостат, поддерживающий температуру 65,5 °С; 3 – датчики давления и термопары; 4 – труба; 5 – пористая пластина; 6 – расходометр; 7 – регулятор давления; 8 – азот под высоким давлением; 9 – градиент давления пресной воды плотностью 1,0 г/см3; 10 – градиент давления цементного раствора плотностью 1,965 г/см3(сразу после закачки); 11 – изменение градиента давления цементного раствора в процессе его затвердевания
Через 30 мин гидростатическое давление уменьшилось до величины, создаваемой жидкостью затворения, и продолжало снижаться к концу ОЗЦ. Полагают, что это снижение связано с уменьшением объема цемента в процессе реакции гидрации [5].
Это и есть причина продолжения снижения давления нижнего датчика. На верхний датчик действует гидростатическое давление промывочной жидкости. А на средний - фильтрат этой жидкости, достигающей датчик через небольшой длины цементное кольцо, которое не достигает нижнего датчика. Лабораторные исследования показали, что цементный камень имеет меньший объем, чем исходный объем цементного раствора при закачке его в скважину более чем на 6 % [3].
В процессе ОЗЦ в цементном камне образуются каналы за счет всплывания газа при снижающемся гидростатическом давлении твердеющего цементного раствора, образуются трещины в результате водоотдачи и объемной усадки раствора, некачественное удаление глинистой корки из-за усадки которой и ухода воды образуется не заполненное кольцевое пространство, обладающее проницаемостью в несколько Дарси.
Рис. 4. Различные варианты цементирования
Главные определяющие параметры в процессе цементирования приведены на рис. 4 в том порядке, в котором они обычно имеют место. Неправильно подобранная плотность может привести к нарушению гидростатического равновесия. Некачественное удаление бурового раствора и/или фильтрационной корки оставляет каналы, по которым газ поднимается по затрубью. Преждевременное загустевание выражается в потере гидростатического давления. Чрезмерная водоотдача создает свободное пространство в столбе цемента, в которое проходит газ. Высокопроницаемые цементные растворы дают некачественную зоноизоляцию, оказывающую слабое сопротивление газовому потоку. Высокая объемная усадка цемента ведет к увеличению пористости и напряжений в цементном кольце, что может вызвать образование микрокольцевого пространства. Усталостное разрушение цемента способствует газовому разрыву цементного кольца. Плохое сцепление цемента может вызвать нарушения на границах раздела цемент – обсадная колонна или цемент – порода.
Проникновение газа из пласта в цементное кольцо и по нему происходит тогда, когда за зацементированной колонной давление снижается до пластового и ниже из-за потери способности цементного камня создавать гидростатическое давление на пласт по окончании ОЗЦ. В процессе ОЗЦ газ из продуктивного пласта начинает мигрировать по не полностью сформированному цементному кольцу, образуя каналы к проницаемым пластам, и вверх до образования межколонных и заколонных газопроявлений. Растрескивается и разрушается цементный камень в результате испытания обсадных колонн скважин на герметичность избыточным давлением, которое осуществляется после ОЗЦ, согласно существующих РД (рис. 5). На рис. 5 изображены результаты исследований, выполненных РГУ им. Губкина [2]. В этой работе показано, что при испытании обсадных колонн на герметичность правее линии 5 происходит разрушение цементного камня за колонной с образованием вертикальных микротрещин по всей длине цементного кольца.
Рис. 5. Распределение давлений в э/к по глубине неокомской скважины при различных операциях:
1 – распределение давления столба газа по глубине освоенной скважины; 2 – минимальное давление, которое необходимо создать для проверки герметичности обсадной колонны; 3 – распределение внутреннего давления в обсадной колонне при опрессовке водой согласно инструкции;
4 – распределение гидростатического давления, при котором в скважине происходит затвердевание цементного камня после цементажа; 5 – распределение внутреннего избыточного давления в обсадной колонне, выше которого может происходить разрушение цементного кольца за колонной.
Скважина, зацементированная до устья, в осевом направлении является жестко связанной цементным камнем с породами вскрытого ею разреза, жестко вмонтированными в цементный камень регулярно повторяющимися выступами муфт обсадной колонны и неравномерный по диаметру наклонно-направленный ствол скважины. По данным лабораторных исследований облегченный цементный камень проницаем для газа, и цементное кольцо не выдерживает давлений опрессовки.
Так, при строительстве скважин в процессе опрессовки на 25 кгсм2 была установлена негерметичность цементного кольца и пород под башмаком кондуктора практически во всех скважинах Заполярного ГНКМ. На скв. 2011, 2197 установлены удлиненные кондукторы на 650 и 600 м соответственно, в которых цементное кольцо также оказалось негерметичным или принимает породы под башмаком кондуктора. В скв. 2037 испытывался интервал 550 – 1070 м ниже башмака кондуктора, давление испытаний снизилось с 25 до 18 атм. При опрессовке межколонного пространства скважин, согласно правил п. 2.10.6 на 100 кгсм2 после ОЗЦ, также выявлена негерметичность 550 м цементного кольца между колонной и кондуктором на всех скважинах (табл. 1, 2).
Очевидно, что при вскрытии продуктивных отложений бурением, в процессе эксплуатации по негерметичному цементному кольцу и в случае аварийного выброса газа, отмеченные негерметичности приведут к перетоку газа под башмак кондуктора в ниже лежащие породы с возможным образованием техногенных скоплений газа, грифонов и неуправляемых фонтанов. По данным ГИС в 23 скважинах из 50 выявлены заколонные движения газа, например, в скв. 1180 (рис. 6).
Таким образом, в скважинах зацементированных с подъемом цемента до устья при ОЗЦ создаются условия для начала миграции газа из газоносного пласта за зацементированной обсадной колонной вплоть до их устья.
 
 
 
Таблица
Результаты цементирования и опрессовок ЭК (за 30 мин), ЦКК и МКП скважин УКПГ-1С Заполярного ГНКМ. 01.01.2002 г.
Номер скважины
Дата окончания бурения
Нспуска
Опрессовка ЦКК
Рраб
Рстоп
DР
Выход цемента
Опрессовка
Примечание
При Рстоп
После ОЗЦ
МКП
МКД
Кабанов         ПРОЕКТ
Не доп.
101
126
+25
В--встр
-5
126 -5
100-N
 
1130
02.96
1409
25-25?
105
135
+30
В--встр
Не пров.
126 -0
100-43
 
1131
03.96
1437
25-25?
100
140
+40
В-+
Не пров.
126 -0
Н.Д.
28,7
1132
03.96
1395
25-25?
134
139
+5
В--встр
139 -0
126 -0
Н.Д.
0
1133
04.96
1419
25-25?
110
160
+50
В--встр
Не пров.
126 -0
Н.Д.
0
1134
05.96
1419
25-25?
215
230
+15
В--встр
230 -60
126 -0
Н.Д.
0
1135
05.96
1410
25-25?
150
163
+13
В-+
150 -25
126 -0
Н.Д.
103
1136
06.96
1411
25-25?
135
170
+35
В-+
Не пров.
126 -0
Н.Д.
0
Климаш-Рыбалкин
1091
10.96
1402
25-25?
110
145
+35
В-встр
Не пров.
126 -0
Н.Д.
0
1092
10.96
1417
25-25?
90
145
+35
В-встр
Не пров.
126 -0
Н.Д.
0
1093
11.96
1505
25-25?
125
154
+31
Мс-+
Падает
126 -2
Н.Д.
1,3
1094
12.96
1415
25-25?
80
130
+50
Мс-+
130 -10
126 -0
100-N
0
1095
01.97
1398
25-25?
100
130
+30
Мс-+
Не пров.
126 -0
Н.Д.
0
1096
01.97
1405
25-25?
100
130
+30
В-+
134 -3
126 -0
100-N
0
Кабанов
1101
12.96
1419
25-20
100
125
+25
В-+
130 -0
126 -0
100-0
2,3
1102
01.97
1432
25-12
75
120
+45
В-+
115 -0
 
100-36
1,6
1103
01.97
1407
25-25?
128
140
+12
В-+
Не пров.
126 -0
100-10
0
1104
02.97
1407
25-7
110
123
+13
В-3
123 -3
130 -0
100-91
0
1105
03.97
1419
25-25?
120
145
+25
В-2
145 -2
126 -0
100-60
2,3
1106
03.97
1443
25-25?
93
140
+47
В-7
140 -4
126 -3
100-51
2,6
Климаш-Рыбалкин
1111
04.97
1419
25-20
110
135
+25
Мс-+
Не пров.
126 -0
100-N
3,1
1112
05.97
1422
26-21
110
135
+25
Мс-встр
140 -2
126 -0
100-N
0
1113
06.97
1419
20-10
95
135
+40
Мс-2
137 -44
126 -0
100-N
0
1114
06.97
1406
20-3
105
180
+75
Мс-2
130 -4
126 -3
100-N
12,2
1115
07.97
1430
25-25?
180
210
+30
Мс-встр
166 -4
126 -0
100-N
15,1
1116
07.97
1414
25-25?
120
166
+46
Мс-+
166 -8
140 -2
100-N
0/Грф.
Кабанов
1021
09.97
1441
25-20
73
121
+48
Мс-+
121 -3
 
100-35
1,8
1022
08.97
1400
27-27
95
134
+39
Мс-+
134 -4
 
100-40
0
1023
07.97
1427
29-28
83
128
+43
Мс-+
128 -0
126 -0
100-40
9,2
1024
07.97
1427
26-26
105
163
+58
Мс-+
146 -40
126 -0
100-55
7/Грф.
1025
07.97
1395
24-23
77
139
+62
Мс-+
139 -1
126 -4
100-71
0/Грф.
1026
06.97
1420
26-16
85
130
+45
Мс-+
130 -0
 
100-53
3,7
 
Всего зацементировано: 104 эксплуатационные и 3 наблюдаемые скважины. Из них 16 – с добавками вермикулита, в том числе 5 вст.; 91 - с добавками полых микросфер, в том числе 5 вст.
- Грифоны за кондуктором скв. 1024, 1025, 1042, 1116, 1123, 1124
- 6 скв.
- Межколонные давления (МКД)
- 57 скв.
- Не герметично цементное кольцо кондуктора (ЦКК) или принимает пласт
- 74 скв.
- Не герметично межколонное пространство
- 78 скв.
- Опрессовка Э/к при Рстоп. Герм. Э/к 72 скв. Не герм. Э/к 18 скв.
- 90 скв.
 
На рис. 7 показаны результаты исследований фирм «Мобил» и «Эксон» по предотвращению миграции газа в затрубном пространстве цементированной скважины в зависимости от высоты подъема цементного раствора за обсадной колонной.
Н, м

Рис. 6. Заколонные движения газа выявлены в процессе ГИС скв. 1180
На основании вышеизложенного предлагается исключить цементирование обсадных колонн до устья с использованием в качестве облегчающих добавок вермикулита и полых микросфер и снизить до минимума высоту цементного кольца за обсадной колонной, перекрывая им только газоносные пласты выше их кровли не более 50 м для жесткого закрепления низа обсадных колонн. При этом цементное кольцо за обсадной колонной должно перекрывать только продуктивный пласт, введенный в разработку.
Рис. 7. Соотношение давления в различных пластах и стволе цементируемой скважины в зависимости от глубины и состояния цементного раствора:
1 – пластовое давление; 2 – градиент промывочной жидкости плотностью 1,32 г/см3; 3 - градиент цементного раствора плотностью 1,87 г/см3; 4 - градиент пресной воды; 5 – обсадная колонна, спущенная до глубины 2440 м; 6 – уровень подъема цементного раствора при первом варианте (910 м); 7 – уровень подъема цементного раствора при втором варианте (1830 м); 8 – обсадная колонна, спущенная до глубины 610 м
Перекрытие цементным кольцом нескольких проницаемых пластов, снижение давления в отрабатываемом пласте при отборе газа приведет к перетоку флюидов из пластов с начальным более высоким давлением по негерметичному цементному кольцу и преждевременному обводнению продукции скважин. Выше цементного кольца заколонное пространство скважины предлагается заполнять специально подготовленным стабильным раствором, не замерзающим в интервале ММП и не теряющим свойств  удерживать гидростатическое давление над цементным кольцом выше пластового в течение всего периода эксплуатации скважины. В качестве таких растворов можно использовать вязкоупругие растворы (ВУР), вязкопластичные тампонажные системы (ВПТС) и т.д., приготовленные, например, на основе отработанного глинистого раствора со шламом.
Стабилизация отработанного глинистого раствора может быть достигнута добавкой к нему порошкообразного полиакриламида (ПАА) в количестве 0,5-1 %. Смесь готовится на буровой непосредственно перед ее закачкой в скважину в объеме, сопоставимом с объемом ранее применяющегося облегченного цементного раствора. Эта добавка ПАА переведет глинистый раствор в вязкоупругое состояние в течение нескольких суток с момента закачки в скважину, с сохранением вязкоупругого состояния на протяжении всего периода эксплуатации скважины.
Эта технология позволит не только повысить качество изоляции пластов и уменьшить вероятность возникновения МКД на скважинах, но и демпфировать воздействие на колонны как природных и техногенных деформационных процессов, так и температурных изменений, в том числе, для условий многолетнемерзлых пород с характерным для них обратным промерзанием. Эта технология позволит снизить расход цемента и избавиться от отработанных глинистых растворов, которые накапливаются и засыпаются в шламовых амбарах кустов в процессе строительства скважин, создавая дополнительные сложности при эксплуатации. Станет возможным надежно ликвидировать скважины, предварительно извлекая обсадные трубы и заполняя горную выработку смесями на основе природных материалов.
 
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
 
1.        Теория и практика заканчивания скважин / Под ред. д-ра техн. наук, профессора А.И.Булатова. Том 4. ‑ М.: Недра, 1998 г.
2.        Леонов Е.Г. Отчет по теме № 202-95. Разработка системы контроля качества строительства скважин на Заполярном ГНКМ с целью предотвращения межколонных газопроявлений. ‑ М.,1996 г.
3.        Арт. Бонетт (Art. Bonnet) Англия, Демос Пафитис (Demos Pafitis) США. Миграция газа – взгляд вглубь проблемы // «Нефтегазовое Обозрение». Весна, 1998 г.
4.        Боб Мо и Питер Эрпельдинг. Рост давления в кольцевом пространстве: Причины и последствия // Нефтегазовые технологии, № 6, ноябрь-декабрь 2000 г.
5.        Левайн Д.К. и др. Предотвращение миграции газа в затрубном пространстве цементируемой скважины // Нефть, газ и нефтехимия. – 1980. ‑ № 10. ‑ С. 8-17.  
6.        Базив В.Б. (Минтопэнерго) Самотлор и его проблемы 1993 г. (По материалам заседания  Центральной комиссии по разработке нефтяных и нефтегазовых месторождений).
7.        Шарифуллин Ф.А. (АООТ «Нижневартовскнефтегаз»), Бриллиант Л.С., Клочков А.А. (ОАО «СибНИИНП»). Основные элементы концепции восстановления добычи нефти на Самотлорском месторождении // Нефтяное хозяйство. ‑ 1997. ‑ № 10.
8.        Джафаров И.С. (ОАО Тюменская нефтяная компания), Пьянков В.Н., Сыртландов В.Р. (Тюменский нефтяной научный центр), Исмагилов Р.Г. (ОАО «Самотлорнефтегаз»). Самотлорское месторождение: современные подходы к решению задач разработки // Нефтяное хозяйство. – 1997. ‑ № 10.
9.        Кен Ньюман и др. Пульсация цементного раствора улучшает процесс цементирования газовой скважины // Нефтегазовые технологии, № 4, июль-август 2002 г.

Вступить в Ассоциацию! Члены Ассоциации
Все права защищены
© АсБур 2005-2015