6. Заколонные проявления газа при строительстве скважин. Причины их возникновения и способы предотвращения

Анализ промысловых данных по основным нефтегазодобывающим районам показывает, что в последние годы частота и интенсивность заколонных проявлений в скважинах снизилась благодаря совершенствованию технологии цементировочных работ, обеспечению герметичности резьбовых соединений колонн и другим мероприятиям. Однако число скважин, особенно газовых, в которых возникают заколонные проявления, еще велико.

Иногда при возникновении заколонных проявлений газа после цементирования в период ОЗЦ нарушается целостность обсадных колонн, что приводит к ликвидации скважины.

6.1. Возникновение флюидопроявлений после цементирования обсадных колонн

В период ОЗЦ во время "работы на факел" и в процессе эксплуатации скважин на Медвежьем, Уренгойском и Вынгапуровском месторождениях наблюдались газопроявления различной интенсивности. Особенно значительны они на газовом месторождении Медвежье, где практически на всех скважинах при бурении наблюдались газопроявления.

Некачественное разобщение пластов при цементировании скважин является распространенным видом осложнений и за рубежом. Поэтому обеспечение герметичности зацементированного пространства - одна из актуальных проблем при строительстве скважин.

На протяжении ряда лет усилия многих отечественных и зарубежных исследователей были направлены на решение задачи предотвращения межпластовых перетоков и флюидопроявлений после цементирования скважин.

Детальный анализ представлений о причинах заколонных проявлений позволяет разделить их в соответствии с многообразием мнений по двум основным направлениям: представления о движущих силах флюидопроявления и представления о путях продвижения пластового флюида по зацементированному заколонному пространству (участки флюидопроявлений).

Наличие сил, побуждающих пластовый флюид к движению, необходимое, но недостаточное условие для заколонных проявлений. Кроме того, нужно, чтобы в заколонном пространстве оказались участки, сопротивление которых недостаточно для предотвращения движения флюида.

В настоящее время большинство исследователей склоняется к тому, что силой, побуждающей флюид к движению 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 также с наличием перепада давления между разнонапорными пластами.

Некоторые исследователи высказывают предположение, что заколонные газопроявления в начальный период ОЗЦ обусловлены усадкой тампонажного раствора, которая приводит к свободному поступлению газа в скважину.

Анализ существующих представлений показывает, что наиболее обоснованно движущей силой флюидопроявления следует считать градиент давления, возникающий в период ОЗЦ, а также в периоды освоения и эксплуатации скважин за счет депрессии на непродуктивные насыщенные флюидами пласты.

Представления о путях продвижения пластового флюида связываются с наиболее слабыми участками в заколонном пространстве, сопротивление которых недостаточно для предотвращения движения флюида, и с выявлением причин формирования таких участков.

Одна группа исследователей местом заколонных проявлений считает тампонажный раствор (камень), другая - остатки невытесненного бурового раствора и его фильтрационную корку, третья – зоны контакта цементного камня с породой и колонной.

По мнению некоторых исследователей, причинами формирования флюидопроводящих каналов могут служить эффекты, возникающие еще в процессе цементирования. Так, в одной из работ указывается, что в пространство между тампонажным раствором и продавочной жидкостью зачастую попадает большой объем воздуха, который смешивается с последней порцией раствора и, продвигаясь вверх, может образовывать флюидопроводящие каналы. Считается, что в процессе цементирования в колонне возможен разрыв столба тампонажного раствора с образованием вакуума (инерционно-вакуумный эффект). При этом из тампонажного раствора выделяется газ, который в заколонном пространстве может формировать флюидопроводящие каналы. Существует мнение, что газ в тампонажном растворе может образовываться под действием ЭДС, самопроизвольно возникающей в кольцевом пространстве при креплении скважин.

Ряд исследователей возникновение заколонных проявлений в начальный период ОЗЦ объясняют усадкой, которая приводит к свободному поступлению газа в скважину. Газ, барботируя в еще не схватившемся тампонажном растворе, поднимается вверх и оставляет за собой каналы. Утверждается также, что в период уменьшения гидростатического давления тампонажный раствор обладает еще очень высокой проницаемостью, что позволяет свободно перемещаться через него жидкостям и газам.

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

В специфических условиях скважин возникают различные процессы и явления, способствующие формированию флюидопроводящих каналов в структуре цементного камня, который может разрушаться за счет явления осмоса, агрессивного воздействия высокоминерализированного пластового флюида, действия термических напряжений, а также депрессии на пласты упругой деформации обсадной колонны во время испытания ее на герметичность, перфорации и т.д. Эти же факторы приводят к нарушению герметичности в зонах контакта цементного кольца с обсадной колонной и стенками скважины. Другой причиной формирования флюидопроводящих каналов считается наличие остатков невытесненного бурового раствора и его фильтрационной корки.

Расчеты показывают, что прямое выдавливание глинистых включений из затрубного 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. Остатки невытесненного бурового раствора и фильтрационная корка могут служить местами продвижения пластового флюида только в том случае, если нарушится их целостность.

Многие исследователи считают, что такими нарушениями могут являться трещины, возникающие в глинистой массе при контакте ее с твердеющим тампонажным раствором (камнем). Причинами появления этих трещин называют такие явления, как контракция, усадка, агрессивное воздействие пластовых вод. Существует мнение, что в условиях скважины возникновение трещин в глинистых включениях маловероятно.

Известны многие технологические мероприятия и технические устройства, комплексное применение которых позволяет резко увеличить коэффициент замещения бурового раствора тампонажным. Кроме обязательных мероприятий, предусмотренных требованиями современной технологии цементирования, предлагается расхаживать колонну в процессе цементирования или вращать ее. Существует мнение, что эффективное заполнение заколонного пространства может быть достигнуто увеличением (в 1,3 - 1,5 раза) объема тампонажного раствора.

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 селективной изоляции и т.д.

Поверхность колонны для получения надежного контакта с цементным кольцом рекомендуется делать шероховатой путем нанесения смолопесчаного покрытия.

Для компенсации снижения порового давления тампонажного раствора, которое приводит к возникновению градиента давления, действующего по направлению из пласта в скважину, предлагается создавать в период ОЗЦ в заколонном пространстве избыточное давление или закачивать в заколонное пространство две порции тампонажного раствора с различными сроками схватывания, чтобы при схватывании нижней порции в верхней еще сказывалось противодавление на проявляющий пласт.

Для предотвращения формирования флюидо-проводящих каналов в начале периода ОЗЦ, по мнению многих исследователей, необходимо применять седиментационно-устойчивые тампонажные растворы, тампонажные растворы с улучшенной изолирующей способностью, расширяющие цементы. Испытание обсадных колонн на герметичность предлагается проводить не по окончании периода ОЗЦ, а сразу же после завершения цементирования.

В определенных условиях герметичность изоляции заколонного пространства может быть достигнута только в результате применения пакерующих устройств.

Рассмотрим вкратце факторы и процессы, происходящие на различных этапах крепления скважины, и предполагаемое влияние их на герметичность зацементированного заколонного пространства.

Приготовление тампонажного раствора. Существующие в настоящее время способы и средства для приготовления тампонажных растворов в производственных условиях несовершенны. Отсутствие надежного и непрерывного контроля за показателями раствора и невозможность оперативного управления ими создают все предпосылки для резких отклонений от заданных соотношений содержания твердой и жидкой фазы в различных порциях раствора, дозировки химреагентов, соотношений между количеством цемента, песка, утяжелителя или других наполнителей и т.д. Эти отклонения в ряде случаев могут привести к тому, что тампонажный раствор, закачиваемый в скважину по плотности, растекаемости, срокам схватывания, особенностям загустевания, другим показателям будет отличаться от тампонажного раствора, выбранного для условий цементирования скважины по лабораторным данным. Это может привести к различного рода осложнениям, как в процессе цементирования, так и в период ОЗЦ.

Немаловажную роль в формировании структуры тампонажного раствора (камня) в заколонном пространстве играют интенсивность перемещения его при транспортировании в это пространство и длительность движения раствора. Остановки в процессе цементирования могут приводить к расслоению тампонажного раствора на разнородные участки, выпадению твердой составляющей с образованием труднопрокачиваемых пробок, преждевременному схватыванию. К образованию пробок могут привести смешивание тампонажного раствора с буровым и интенсивная фильтрация воды из тампонажного раствора в проницаемые пласты. Неправильный выбор типа буферной жидкости может стать причиной разжижения бурового раствора и выпадения из него утяжелителя. Смешивание тампонажного раствора с буферной жидкостью может снизить его седиментационную устойчивость и, кроме того, привести к уменьшению концентрации реагентов – замедлителей схватывания, что создает опасность преждевременного затвердевания.

Огромное влияние на формирование надежной, герметичной крепи в заколонном пространстве оказывает полнота вытеснения бурового раствора. Эксцентричное расположение колонны, наличие каверн приводят к появлению в заколонном пространстве застойных зон, вытеснение бурового раствора из которых затруднено. Вид флюида (нефть, газ, вода), толщина и проницаемость пластов, значение пластового давления, стойкость горных пород к гидравлическому разрыву - факторы, которые играют существенную роль в процессе герметичной изоляции заколонного пространства.

Период ОЗЦ. Процесс формирования цементного камня сопровождается многими сложными физико-химическими явлениями, определяющими, в конечном счете, получение герметичного цементного кольца. Этот период является наименее изученным и наиболее опасным с точки зрения вероятности образования флюидопроводящих каналов в заколонном пространстве.

Период освоения и эксплуатации. В этот период тампонажный камень подвергается механическим воздействиям различной интенсивности. Герметичность изоляции заколонного пространства при этом определяется, в основном, способностью сформировавшегося камня сохранять свою целостность и непроницаемость в данных условиях. Длительность безаварийной работы скважины во многом зависит от коррозионной стойкости и долговечности тампонажного камня.