CC BY
136
© С.Б. Бекетов, В.Н. Евик,
В.А. Суковииын, 2003
УАК 661.185.1.004.14
С.Б. Бекетов, В.Н. Евик, В.А. Суковииын
ОСОБЕННОСТИ ФОРМИРОВАНИЯ КАНАЛОВ ТЕХНОГЕННЫХ ПЕРЕТОКОВ ГАЗА В ЗА КОЛОННЫХ ПРОСТРАНСТВАХ СКВАЖИН
Нарушение герметичности заколонных пространств скважин, приводящее к возникновению межпластовых перетоков газа, межколонных газопроявлений и грифонообразо-ваний, остается серьезным видом осложнений на многих газовых, газоконденсатных месторождениях и подземных хранилищах газа (ПХГ).
Следует подчеркнуть, что если межколонные газопроявления являются в определенной мере локализованными и поддаются контролю, то заколонные фильтрационные потоки могут осуществляться по нескольким путям и по существу являются слабоконтролируемыми процессами существующими методами. Опыт эксплуатации отдельных месторождений и ПХГ показывает, что существование утечек газа из продуктивных отложений со временем может привести к формированию в надпродуктив-ных пластах-коллекторах техногенных скоплений газа. Указанные негативные явления особенно опасны для расширяющихся ПХГ, так как повышение давления газа в продуктивном пласте неизбежно приводит к активизации газопере-токов по заколонным путям миграции.
Как правило, о существовании путей заколонных флюидопере-токов мы узнаем лишь при их функционировании, т.е. при фильтрации по ним газа. До начала фиксации ощутимых газо-перетоков по негерметичному заколонному пространству мы зачастую даже и не подозреваем о наличии потенциальных техногенных путей миграции. Доказано, что пути техногенных зако-лонных газоперетоков в отдельных случаях могут формироваться уже в процессе строительства и расширяться в процессе последующей “жизни” скважин.
Анализ научно-технической литературы и геолого-промысло-вой информации показывает, что в зависимости от причин зако-лонные газопроявления могут быть подразделены, как минимум, на две основные группы:
- обусловленные перетоками газа из продуктивного пласта в вышележащие отложения по некачественной цементной крепи;
- связанные с негерметично-стью самих обсадных колонн, а также устьевого оборудования.
Следует отметить, что вторая группа газопроявлений, по нашему мнению, может запускать в действие механизм флюидопро-явлений первой группы по сформированным путям в заколонном пространстве, для которых необходимо некоторое снижение противодавления, чтобы начать транслировать через себя газ. Здесь основным является механизм газлифта за колонной. Детально процессы сегрегации газа и воды в квазизамкнутой системе заколонного пространства скважины и изменения давления при перемещении через воду порций газа по кольцевому пространству из нижней части скважины к устью рассмотрены в работе [1].
Обобщив наш опыт и проанализировав существующие мнения о путях движения газа в заколон-ном пространстве скважины, можно выделить следующие "каналы":
1) трещины и перемятости пород стенок скважины;
2) участки, заполненные невы-тесненным буровым раствором;
3) участки стенок скважины, на которых осталась сформированная глинистая корка;
4) зазоры, возникшие на границах обсадная колонна - цементный камень и цементный камень - стенка скважины в результате выделившейся из це-
ментного раствора воды, а также температурных деформаций эксплуатационной колонны в циклах закачки - отбора газа в процессе функционирования ПХГ;
5) щели, заполненные водой на границе между глинистой коркой (буровым раствором) и цементным раствором (камнем), возникающие в результате их синерези-са;
6) каналы, образованные поднимающимся по цементному раствору газом;
7) капилляры, пронизывающие схватившийся, но еще не затвердевший цементный раствор, и образованные в результате наличия в нем избыточной воды (по сравнению с необходимым ее количеством для химического процесса соединения цемента с водой);
8) каналы, образовавшиеся в цементном растворе в результате водоотделения на контакте с другими поверхностями;
9) трещины в цементном камне после его перфорации.
Необходимо отметить, что существуют различные взгляды на природу возникновения и формирования каналов миграции газов и других флюидов в заколон-ном пространстве.
По мнению ряда исследователей [2, 3, 4] основными причинами возникновения межколонных и заколонных газопроявлений являются разгерметизация резьбовых соединений обсадных труб и нарушение сварных швов и па-керных узлов колонной головки с обсадными колоннами. Нарушение герметичности резьбовых соединений могут возникать вследствие увеличения осевой нагрузки на колонну при оседании земной поверхности в процессе декомпрессирования залежи газа от избыточного (по сравнению с гидростатическим) давления «всплывания газа» [5]. В качестве примеров, подтверждающих эти выводы, авторами [3] приводятся результаты анализа и обобщения статистических данных о межколонных газопроявлениях в скважинах ряда месторождений Западного Предкавказья и Украины. Указанные исследователи особенно подчеркивают, что по приведенным дан-
ным большинство межколонных и заколонных газопроявлений отмечается именно в процессе освоения и первых нескольких лет эксплуатации месторождений. В дальнейшем количество межко-лонных газопроявлений резко сокращается и практически сходит на нет. Тенденция сокращения числа скважин с проявлениями газа за колоннами в первые 4 - 5 лет эксплуатации прослеживается и по Карачаганак-скому газоконденсатному месторождению.
Следует отметить, что на подземных хранилищах газа условия работы элементов конструкции скважин существенно отличают -ся от условий эксплуатации скважин на газовых месторождениях. На ПХГ в силу чередования циклов закачки и отборов существуют условия для проявления заколонных и межколон-ных газоперетоков, обусловленных разрушением цементного камня и разгерметизацией зако-лонного и межколонного пространства и самой обсадной колонны.
Исследования по изучению механизмов и масштабов меж-пластовых перетоков по зако-лонному пространству скважин, пробуренных через различные по литологии отложения, в том числе и через галогенно-сульфатные породы (соли), проводились целым рядом исследователей. Одна из наиболее ранних работ посвящена Шебелинскому газоконденсатному месторождению, на примере которого детально рассмотрены механизмы и масштабы потерь (утечек) газа по техногенным путям фильтрации.
Как известно, наиболее опасным с точки зрения формирования путей заколонных флюидопе-ретоков является процесс цементирования, а особенно период ОЗЦ. В ранний период ОЗЦ высоконапорные флюиды могут внедряться в заколонное пространство, что обусловлено неспособностью самого тампонажного раствора формировать герметичную крепь в заколонном пространстве, т.е. его недостаточной герметизирующей способностью.
Особенности формирования структуры тампонажного рас-
твора (камня) обусловливают качество заколонной крепи. Экспериментальные исследования и расчеты показали [6], что, если структура порового пространства тампонажного раствора не нарушается в период до превращения его в камень, то такой камень практически непроницаем для пластового флюида. Следовательно, если после цементирования имеются заколонные флюидопроявления, то это свидетельствует, что в поровом пространстве тампонажного раствора или камня по тем или иным причинам образовались флюидопроводящие каналы.
Данные практики показывают, что газопроявления в процессе ОЗЦ или после него чаще возникают там, где мало обращается внимания на вопросы технологии цементирования, где применяют только чистый цемент, где наряду с недостаточным вытеснением бурового раствора и т.д.
Вместе с тем замечено, что газопроявления при прочих равных условиях значительно реже прослеживаются при использовании цементно-песчаных, цементно-бентонитовых и шлакопесчаных растворов, при расхаживании колонн в процессе цементирования и обеспечении проведения определенного комплекса цементировочных работ.
Эксперименты, проведенные в лабораторных и на скважинах, дают представление о характере формирования и структуры цементного камня. В частности, характерным было состояние цементного кольца под муфтой трубы, где скапливались корка и остатки бурового раствора, из-за которых цементный раствор в интервале, равном примерно половине длины муфты, обтекал трубу; толщина корки равнялась высоте выступа муфты над телом трубы. На всей поверхности контакта колонна - цемент обнаружены пленки и тонкие прослои начавшего загустевать бурового раствора. При эксцентричном расположении колонны в общей массе цементного кольца было обнаружено линзовидное включение рыхлой смеси цемента и бурового раствора. Поверхность стенок скважины была покрыта
коркой раствора [4, 6].
В условиях скважины наличие каверн и эксцентричное расположение колонны способствует образованию застойных зон, заполненных буровым раствором.
Глинистая корка и буровой раствор остаются:
1. на стенках скважин;
2. на стенках колонн;
3. в застойных зонах (кавернах);
4. под замками и муфтами;
5. в виде языков и включений в самом цементном растворе в процессе цементирования.
Действие различных факторов (технико-технологических, геологических и др.) может интенсифицировать перетоки
флюидов по каналам в заколон-ном пространстве или, наоборот, предотвратить их проявления.
По данным работы [4] сцепление цементного камня с солями имеет свои особенности. При исследовании величин усилия на страгивание (выдавливание) солевых образцов, находившихся в контакте с цементным камнем при температуре 25оС, было выявлено влияние концентрации солей в воде затворения цемента на сцепление (удельное сопротивление страгиванию). С увеличением концентрации соли (хлористый натрий, карналит) в воде затворения цементный камень страгивался с большим усилием. Сцепление при содержании хлорида натрия до 15% практически отсутствует с цементным камнем из вольского тампонажного цемента.
Как известно, при формировании цементного камня происходят процессы, которые взаимосвязаны и взаимообусловлены; изменение одного из параметров вызывает изменение другого или совершается на его фоне. Незначительное время периода ОЗЦ до последующей опрессовки колонны, обычно не дают возможность цементному камню набрать максимальную прочность до его нагружения, так как максимальная прочность достигается лишь при условии 28-ми дневной и более выдержки после схватывания и при достаточном количестве воды для процессов кристаллизации. В период ОЗЦ, то есть при
схватывании и твердении цементного раствора, на его поверхности развивается вакуум, так как при продолжающейся гидратации цемента поглощается вода затворения, что приводит к образованию локальных зон -пустот, разделенных малопрочными перегородками [4, 6, 7].
Адсорбция воды цементным камнем приводит к испарению воды из бурового раствора, “языки” которого существуют в скважине практически всегда, а также из прилегающих к цементному кольцу пластов. В соленосном разрезе поступление дополнительной воды, необходимой для продолжающейся гидрата -ции, невозможно, так как соли не содержат как правило воды [5]. В связи с этим в интервалах солей цементный камень часто бывает пронизан трещинами усадки, а на контактах его со стальной стенкой колонны и с породой могут формироваться щелевые пространства [4, 6, 8]. Препятствием для фильтрации флюидов по за-колонному пространству являются участки хорошего контакта цементного камня с карбонатными и глинистыми породами и колонной, где отсутствует фильтрационная корка и зоны обвалов породы в результате снятия давления на пласт и др. Физикохимические процессы схватывания и твердения портландцемента сопровождаются после небольшого, обычно не фиксируемого расширения усадкой, выражающейся в уменьшении внешнего объема твердеющего цемента, что приводит к увеличению прочности и одновременно пористости, а в некоторых случаях
- к перенапряжению структуры и частичному разрушению цементного камня. Систематизировав представления многих авторов можно рассматривать три вида усадки:
1. физическую (вследствие испарения избытка воды);
2. 2) химическую (вслед -ствие связывания воды гидрат-ными новообразованиями);
3. термическую (вследствие постепенного охлаждения бетона при уменьшении скорости тепловыделения).
Также усадка цементного
камня обусловливается сочетанием и взаимосвязью физикохимических и физико-механических явлений, происходящих в твердеющем цементном растворе и камне. Величина усадки зависит от прочности кристаллизационных контактов, степени гидратации, удельной поверхности цемента, водоцементного отношения и времени твердения.
Внутренние напряжения, при которых возникают усадочные трещины, зависят не только от величины усадки, но и от возраста, модуля упругости и ползучести цементного камня.
Одним из механизмов герметизации заколонного пространства переточных скважин, пробуренных через соленосные породы, является процесс псевдо-пластического течения солей определенного состава [9]. Причем пластическое течение солей происходит даже в пористой среде гранулярного коллектора [10]. Последнее свидетельствует о возможности герметизации солью крупных трещин, пор и каналов в цементном камне при создании соответствующих термодинамических условий.
Однако в большинстве случаев часть бокового давления на стенку скважины со стороны массива соли уравновешивается гидростатическим давлением жидкости (воды или рапы), находящейся в порах, каналах и других дефектах зацементированного заколонного пространства.
Одной из причин разрушения структуры порового пространства цементного раствора является проявление в соленосном разрезе эффекта проскальзывания частиц твердой фазы, благодаря образованию гладкой поверхности стенки скважины за счет растворения солей, и наличия на поверхности солей капиллярной пленки воды [11], выполняющей роль смазки. Поэтому при прочих равных условиях процесс седиментации в за-колонном пространстве с соляной стенкой скважины происходит медленнее, чем в пространстве, где стенки скважины представлены шероховатыми породами. Более длительный процесс седиментации и наличие смазки (капиллярной пленки) на соляной стенке
скважины способствуют формированию седиментационных каналов в период ОЗЦ.
Следует отметить, что в течение времени ОЗЦ в цементном растворе, заполняющем заколон-ное пространство, происходит ряд сложных физико-химических процессов, в том числе и опережающее схватывание цемента (по сравнению с другими участками) в отдельных зонах. В таких зонах контакт цементного камня с колонной или породой формируется в условиях достаточного количества жидкости (водной фазы) и имеет, как правило, хорошее качество. На других участках заколонного пространства качество контакта цементного камня будет ухудшаться за счет развития в дальнейшем явления усадки цементного камня, имеющего место при дефиците жидкой водной фазы раствора [12].
В соляном разрезе добавочной воде, необходимой для дальнейшей гидратации цемента, взяться неоткуда, и поэтому в процессе ОЗЦ и во время последующего набора цементным камнем прочности (до 3-х месяцев и более) происходит усадка цемента. Это, как правило, может привести к некачественному сцеплению камня с колонной или стенкой скважины (в зависимости от того, где произошло опережающее схватывание цемента.
Следует отметить, что качество контакта цементного камня с обсадной колонной достаточно хорошо определяется по данным АКЦ. А вот о качестве сцепления цемента со стенкой скважины достоверная информация, как правило, отсутствует, что не дает возможности надежно прогнозировать зоны в цементной крепи, где сформировались пути миграции газа.
Статистические оценки и аналитические расчеты дебитов зако-лонных перетоков газа в скважинах Шебелинского ГКМ и воды на Самотлорском нефтяном месторождении показали, что в зависимости от диаметра ствола, перепада давления между переточными пластами и длины канала перетока, зазор на контакте цемент-порода в 0,10 мм может обеспечи-
вать расходы воды до 300 м3/сут., газа до 7,0 тыс.м3/сут. [7, 8].
Возникновение трещин в цементном кольце в процессе эксплуатации ПХГ происходят, по-видимому, из-за температурных напряжений, возникающих при закачке и отборе горячего или холодного газа, а также динамических нагрузок на колонну и цементный камень от колебаний давления в стволе и в пласте-коллекторе при смене циклов закачка -отбор и вертикальных знакопеременных движений толщи пород. В цикле закачки газа его температура, как правило, существенно выше пластовой в надпро-дуктивных отложениях. В результате этого в течение 5-6 месяцев идет прогрев стенок скважины. При отборе газа из ПХГ охладившийся в пласте газ, поднимаясь на поверхность, снижает температуру приствольной зоны скважины. Возникающие здесь температурные напряжения будут сжимающими в цикле закачки газа и растягивающими в цикле отбора.
Установлено, что на расстоянии нескольких радиусов от стенки скважины разница температур пород в этой области становится незначительной. Тем не менее, перепады температуры в приствольной зоне на 40-70оС вызывают здесь температурные напряжения в 20-70 МПа для каменной соли и известняка. Для песчаников и глинистых пород указанные напряжения при тех же перепадах температур составляют 2-15 МПа [1]. Поэтому при многократных циклах смены
теплового режима должны происходить в первую очередь термоусталостные разрушения стенок скважин, сложенных соленосными и карбонатными породами.
Существенные нагрузки на цементный камень возникают при проведении различных ремонтных работ в скважине. Известно, что цементный камень обладает слабовыраженными упругими свойствами, поэтому воздействие на него сжимающих или изгибающих усилий (действие нормальных и тангенциальных напряжений) может вызвать остаточную деформацию. Если при опрессовке обсадной колонны можно учесть дополнительно создаваемые напряжения, то при спуско-подъемных операциях или разбуривании цементных мостов действия ударных нагрузок учесть практически невозможно. Исследования состояния зако-лонной крепи до и после разбу-ривания цементного стакана (Петраков Ю.И., 1991) показали, что наиболее сильному разрушающему воздействию подвергаются разбуриваемые интервалы и 30 м выше. Однозначно установлено, что ряд видов ремонтных работ в скважинах приводят не только к нарушению контакта обсадных колонн с цементным кольцом, но и, во многих случаях, к разрушению цементного камня.
Подводя итог особенностям формирования путей техногенных перетоков газа из продуктивных отложений в надпродук-тивные по заколонному про-
странству скважин, следует отметить:
- пути техногенных заколон-ных газоперетоков в отдельных случаях могут формироваться уже в процессе строительства и расширяться в процессе после -дующей “жизни” скважин;
- заколонные газопроявления могут быть обусловлены двумя основными причинами - перетоками газа из продуктивного пласта в вышележащие отложения по некачественной цементной крепи или негерметичностью самих обсадных колонн, а также устьевого оборудования;
- техногенные газоперетоки могут осуществляться по многим каналам, сформированным в за-колонном пространстве в результате действия комплекса причин;
- на ПХГ в силу чередования циклов закачки и отборов (сопровождающиеся колебаниями температуры закачиваемого и отбираемого газа, знакопеременными колебаниями давлений в пласте) существуют условия для проявления заколонных, обусловленных разрушением цементного камня и разгерметизацией заколонного и межколонно-го пространства и самой обсадной колонны.
- проведение ремонтных работ в скважинах, связанных с разбуриванием мостов, промывки пробок и др. работы сопровождающиеся спуско-подъемными операциями инструмента способствуют снижению качества зако-лонной крепи скважин.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Мамаджанов УД, Салахутдпнов Н.Х. Вопросы затрубных газопроявлений и межпластовых перетоков / Тем. научнотехнический обзор. - М.: ВНИИЭгазпром. 1970. - С. 40.
2. Куксов А.К, Черненко А.В. Заколонные проявления при строительстве скважин. / Обз. инф. Сер. Техника и технология бурения. Вып. 9. - М.: ВНИОЭНГ. 1988. - С. 68.
3. Причины деформации обсадных колонн эксплуатационных скважин (межколонные газопроявления)/В.Н. Виноградов, В.В. Савченко, Г.Г. Жиденко и др./Сер. «Бурение газовых и газоконденсатных скважин».-М.: ВНИИЭгазпром. 1990.- С.47.
4. Булатов А.И. Формирование и работа цементного камня в скважине. - М.: Недра. 1990. - С. 409.
5. Савченко В.П. Формирование, разведка и разработка месторождений газа и нефти. - М.: Недра. 1977. - С. 414.
6. Булатов А.И, Рябченко В.В., Сибирко И.А. / Газопроявления в скважинах и борьба с ними. - М.: Недра. 1969. - С. 276.
7. Агишев А.П. Межпластовые перетоки газа при разра-
ботке газовых месторождений. - М.: Недра. 1966. - С. 204.
8. Аветисов А.Г., Кошелев А.Т., Крылов В.И. / Ремонтноизоляционные работы при бурении нефтяных и газовых скважин. - М.: Недра. 1981. - С. 215.
9. Иванников В.И, Иванников И.В. К вопросу об устойчивости скважин при бурении в соляных толщах. / Научн. техн. журнал. «Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море». - М.: ВНИИОЭНГ. 1999. №6. - С. 2-4.
10. Турицын К.С., Мандельбаум ММ. Флюидогеодина-мические процессы в осадочных породах и петрофизика / Каротажник. - Тверь. 1998 № 51. - С. 20-29.
11. Сутягин В.В. Снижение проницаемости межпласто-вой изоляции в скважинах. - М.: Недра. 1989. - С. 264.
12. Шмальц Р.Ф. Генетическая модель глубоководного отложения эвапоритов / Соленакопление и соленосные отложения осадочных бассейнов (пер. с анг. под ред. М.К. Калинко). - М.: Недра. 1972. -С. 5-45.
КОРОТКО ОБ АВТОРАХ
Бекетов Сергей Борисович - кандидат технических наук, главный геолог ООО "Кавказтрансгаз". Евик Виктор Николаевич- ст. научный сотрудник, ОАО «СевКавНИПИгаз».
Суковицын Владимир Александрович - зав. Сектором, ОАО «СевКавНИПИгаз».
Файл:
Каталог:
Шаблон:
Заголовок:
Содержание:
Автор:
Ключевые слова: Заметки:
Дата создания:
Число сохранений: Дата сохранения: Сохранил:
Полное время правки: Дата печати:
При последней печати страниц: слов: знаков:
БЕКЕТО~2
G:\По работе в универе\2003г\Папки 2003\GIAB9_03 C:\Users\Таня\AppData\Roaming\Microsoft\Шаблоны\Normal.dotm Бекетов С.Б., Евик Н.В., Евик В.Н., Варягов С. А.
***
24.07.2003 12:23:00 10
01.08.2003 11:48:00 Гитис Л.Х.
24 мин.
09.11.2008 1:14:00 5
3 191 (прибл.)
18 192 (прибл.)
