Напрямки, наслідки, причини і типи каналів перетікання

У нафтових і газових свердловинах в основному можуть перетікати по негерметичному цементному кільцю за колоною обсадних труб води із пласта-обводнювача в продуктивний пласт, тобто у видобувних сверд­ловинах можуть перетікати підошовна вода в шарово-неоднорідному пласті або „чужа" вода верхнього, проміжного чи нижнього пласта-обводнювача, а в нагнітальних - запомповуваний агент (вода чи інші витіснювальні розчини, газ, пара) в непродуктивні пласти, що викликає технологічно не зумовлене обводнення видобувної продукції чи втрату запомповуваної води поряд з іншими негативними технологічними, еконо­мічними й екологічними наслідками. Оскільки ці води не беруть участі у витісненні нафти чи газу із пласта, то їх необхідно ізолювати.

Напрямок перетікання флюїдів залежить від розміщення зони нижчого зведеного тиску відносно проникної перемички. Зокрема перед здійсненням операцій з освоєння свердловини існує тенденція до пере­тікання флюїдів знизу вверх, а якщо зустрічаються верхні пласти з ано­мально низьким тиском, то і зверху вниз. У процесі освоєння видобувних свердловин у результаті створеної депресії тиску в привибійній зоні найчастіше перетікають флюїди зверху чи знизу до інтервалу перфорації.

За своїми наслідками перетікання флюїдів можна розділити на такі, що змінюють дебіт пласта; змінюють розподіл мінералізації води по розрізу; зумовлюють випереджувальний рух води; змінюють газовий фактор; утворюють вторинні поклади газу (загазованість території); призводять до корозії обсадних труб і цементного кільця в разі наявності у флюїдах сірководню або діоксиду вуглецю [499]. Надходження і рух флюїдів за експлуатаційною колоною можливо тільки в разі наявності проникних каналів і перепаду тиску як рушійної сили.

Класифікацію факторів, які спричиняють утворення каналів, виник­нення міжпластових перетікань і флюїдопроявлення, подано за А.І. Була-товим нарис. 3.2 [499].

Основною причиною негерметичності цементного кільця є низька якість цементування обсадних колон у свердловинах, що зумовлено використанням нестандартного чи злежаного цементу або приготуван­ням цементних розчинів із завищеними водоцементними відношеннями. Серед інших причин негерметичності, що виникають при цементуванні обсадних колон, є: а) змішування з глинистим розчином і розрідження цементного розчину в ході його запомповування за обсадну колону (через неповноту витіснення бурового розчину тампонажним внаслідок від­сутності в'язкопружного розділювача на основі ПАА); б) відсутність цементного розчину (а пізніше каменю) по частині периметра труби на деякій її довжині (через малу величину кільцевого зазору між обсадною




Рис. 3.2 - Класифікація факторів, які спричиняють утворення каналів і флюїдо­проявлення

колоною труб і стінкою свердловини, еліпсоподібність і викривлення стовбура свердловини, відсутність чи недостатню кількість центраторів труб вздовж колони, так як внаслідок малих зазорів глинистий розчин погано витісняється цементним розчином); в) наявність на стінках сверд­ловини глинистої кірки (через погане витіснення глинистого розчину цементним розчином з малих кільцевих зазорів внаслідок прилягання труб до стінки свердловини, недостатньої швидкості потоку цементного

розчину в кільцевому просторі); г) висока водопроникність цементного каменю (через зниження корозійної стійкості цементу і наступної корозії цементного каменю); ґ) наявність високого тиску в обсадній колоні під час очікування тужавіння цементу (через радіальну деформацію труби під високим внутрішнім тиском, а після його зняття появляється зазор між трубою і цементним каменем); д) утворення каналів у цементному ка­мені під час гідратації тампонажного розчину.

Під час гідратації цементного розчину виникає контракційний ефект, який зумовлює зневоднення фільтраційної кірки, в результаті чого утво­рюється мережа каналів і тріщин, по яких можуть рухатися пластові флюїди. Дія контракційного ефекту знижується введенням у цементний розчин наповнювачів (глина, пісок).

Тампонажні розчини, які не оброблено спеціальними хімічними реа­гентами, внаслідок седиментації є агрегативно нестійкими. Це призво­дить до розділення суміші на воду і тверду фазу. Тверда фаза осідає, а вода витискується при цьому вверх по найбільш проникних ділянках, утворюючи під час руху канали.

Умови перетікання флюїдів розрізняють за характером каналів підви­щеної провідності, причинами і часом їх утворення, наслідками для про­цесу видобування нафти або газу [499].

Виділяють наступні типи каналів перетікання [499]:

1) об'ємні, які утворюються в основному за рахунок защемлення в заколонному просторі бурового розчину і буферної рідини, а також під час струминного витиснення бурового розчину тампонажним. Ці канали є найбільш небезпечними;



2) контактні кільцеві зазори, які виникають за рахунок шару незмитого бурового розчину з поверхні обсадних труб і фільтраційної кірки зі стінок свердловини, а також за рахунок контракційно-усадкових процесів, де­формації цементного каменю і труб під час опресування обсадної колони та інших технологічних операцій;

3) тріщинні, які утворюються в основному під час перфорації і рідше в результаті контракційно-усадкових процесів;

4) об'ємно-контактні зазори, які є найбільш поширеними, тому що будь-який дефект у цементному камені порушує щільність контактних зон.

За часом утворення канали, які виникають у процесі цементування або в період очікування тужавіння цементного розчину, називають пер­винними; якщо ж вони утворюються під час розбурювання цементної пробки (стакана), опресування або перфорації обсадної колони - вторин­ними, а канали, що утворюються в процесі освоєння свердловини, кислот­ного оброблення, ремонтно-ізоляційних робіт і тривалої експлуатації свердловини - депресійними.


Ступінь напруженості контакту цементного каменю зі стінками свердловини і з обсадними трубами визначає в основному якість розме­жування пластів. Напруженість по контактах зменшується в разі усадки цементного каменю, деформації породи, наявності фільтраційної кірки на породі і плівки бурового розчину на обсадних трубах.

Негерметичність може появитися також під час перфорації, освоєння й експлуатації свердловини внаслідок створення високих депресій чи репресій тиску на обсадні труби і цементне кільце, що викликає дефор­мацію труб, розтріскування цементного каменю і порушує зчеплення цементного кільця з трубами і породою.

У процесі експлуатації свердловин на газоконденсатних родовищах (ГКР) та підземних сховищах газу (ПСГ) під дією різноманітних геотех­нічних факторів герметичність експлуатаційної чи технічної колони і надійність ізоляції заколонного простору можуть порушуватись. Як нас­лідок, створюються умови для міжколонних та заколонних перетікань газу, що в свою чергу зумовлює надлишкові міжколонні та заколонні тиски в газових свердловинах. Потенційна небезпека наявності міжко­лонних тисків пов'язана в першу чергу з проникненням газу за межі технічної колони, насиченням ним водоносних горизонтів за технічною колоною і кондуктором, а також з виходом газу безпосередньо на по­верхню у вигляді грифонів.

Крім того, перевищення тиску в міжколонному просторі вище кри­тичної значини щодо міцності матеріалу проміжної колони може створити аварійну ситуацію, а в деяких випадках і призвести до відкритого фонта­нування [470].

Аналіз фактичних даних по свердловинах газоконденсатних родовищ ГПУ „Шебелинкагазвидобування" і ПСГ свідчить про те, що незадо­вільний технічний стан від 10% до 60% свердловин зумовлений міжко-лонними тисками.

Дослідження і роботи з ліквідації міжколонних газопроявів дали змогу встановити, що основними причинами виникнення міжколонних тисків є: а) порушення герметичності колонних головок; б) пропуски газу по різьових з'єднинах обсадних колон; в) наявність каналів у зацемен­тованому просторі та на контакті цементного кільця з обсадною колоною і гірськими породами.

Основними причинами негерметичності колонних головок є: а) неспів-вісність обсадних колон; б) неякісна підготовка зрізу та поверхні верхньої обсадної труби; в) незабезпеченість рівномірного затягування ущіль­нювальних елементів по колу при монтажі колонної головки; г) старіння і руйнування гумових ущільнювачів. Ці недоліки ліквідуються шляхом реконструкції колонних головок, а негерметичність ущільнювачів, як

правило, усувається шляхом їх заміни, що потребує виконання капі­тального ремонту.

Негерметичність обсадних колон зумовлена такими причинами:

а) застосуванням обсадних труб, різьові з'єднини яких не забезпечують
їхньої герметичності по газу; б) невиконанням регламентованого крутного
моменту при згвинчуванні колони обсадних труб; в) послабленням за­
тяжки різьових з'єднин обсадної колони в процесі зміни термобаричних
умов при експлуатації свердловин.

Перетікання газу по зацементованому заколонному простору сверд­ловини пов'язані з: а) утворенням в ньому каналів протягом періоду ОТЦ;

б) утворенням каналів після ОТЦ в результаті термобаричного впливу на
колону при опресуванні, освоєнні та експлуатації свердловини, а також за
наявності непередбачуваних гідротермобаричних умов у газових покла­
дах (наприклад, техногенних).

Ці причини проникнення газу в міжколонний простір повинні усуватися існуючими технічними та технологічними прийомами. Цього можна досягти завдяки використанню обсадних труб з високогерметичними з'єднинами, герметизувальних мастил і обов'язковим виконанням регла­ментованого крутного моменту при згвинчуванні колони, забезпеченням співвісності обсадних колон перед їх цементуванням, якісними підго­товкою труб і монтажем колонної головки, вибором відповідних тампо­нажних матеріалів і технології цементування тощо.

Вивчення деформації незацементованих відрізків обсадних колон у ре­альних умовах свердловин показало [197], що деформація є найбільшою в разі її перфорації безкорпусними перфораторами (ПКС-105, ПКРУ-65) і найменшою - корпусними перфораторами (ПК-85, ПК-105 ДУ, ПК-108). У разі перфорації безкорпусним перфоратором зі щільністю 10 отв./пог. м вияснилось, що деформація колони залежить не від щільності отворів перфорації, а від кількості ударно-вибухових залпів, виконаних для досяг­нення заданої щільності. Тріщини в колоні утворюються, як правило, під час першого залпу; у випадку кожного наступного залпу тріщини збіль­шуються, а нові - практично не утворюються. Характерно, що розмір тріщин після першого залпу мало залежить від кількості зарядів на один залп (практично як і за 2 зарядів, так і за 10 та 20 зарядів). При цьому, як правило, утворюються повздовжні тріщини; часто кінець одної тріщини є початком іншої; повздовжні тріщини з'єднуються між собою попереч­ними або розгалуженими тріщинами, що призводить до випадання кусків породи. За щільності перфорації безкорпусним перфоратором 10 і навіть 20 отв./пог. м за один залп деформація обсадної колони в 1,5-2 рази менша, ніж за тієї ж щільності за 2-5 залпів. Під час використання кор­пусних перфораторів ПК-103 в аналогічних умовах утворення тріщин і


деформація колони не спостерігались за щільності 30 отв./пог. м і навіть 100 отвУпог. м. За даними інших досліджень порушення міцності зацемен­тованих Обсадних колон і цементного кільця настає у випадку створення 30-50 перфораційних отворів на 1пог. м.

У нагнітальних свердловинах причинами заколонних перетікань є низька якість цементування, підвищені внутрішні тиски і тривалий час експлуатації.


0001059575933125.html
0001085746984887.html
    PR.RU™