Ж наука — производству
И.Р. ВАСИЛЕНКО
ОАО «ВНИИнофтъ» им. акад. АЛ. Крылова
представляет особый интерес и место в работах, направленных на повышение герметичности крепи скважин. Но проблема надежности крепи скважин, по мнению большинства разработчиков, остается актуальной. Межпластовые перетоки, негерметичность эксплуатационных колонн, засолонение горизонтов с пресной питьевой водой, грифоны — не новость для большинства нефтяных регионов.
Практически на каждом промысле и месторождении известны случаи подъема при КРС эксплуатационных колонн из зацементированной скважины. В ряде случаев остатки цементного камня на колонне представляли собой битуминозную рыхлую массу, которая не обладает тампонирующими свойствами.
В литературе по технологиям крепления нефтяных скважин констатируется, что портландцементный камень устойчив к действию нефти. Это обосновано в работе [4] на исследованиях образцов цементного камня, которые хранились в лабораторных условиях в нефти и воде Ромашкинского месторождения в течение 10 лет, и констатируется в работе [5]. В тоже время, в практике эксплуатации железобетонных сооружений и конструкций, контактирующих с различными органическими средами, выявлена органогенная коррозия, в которой одним из основных разрушающих факторов является микробиологический фактор [6,7]. Механизм коррозии строительных бетонных конструкций под влиянием биогенной коррозии изучается достаточно подробно. Например, в работе [8] отмечается: «В результате генерирования электрической энергии клетками микроорганизмов кристаллогидраты цементного камня трансформируются, происходит электролиз воды, разложение водных растворов продуктов гидратации цемента и ряд других процессов, приводящих к разрушению цементного камня». Применительно к работе цементного камня в скважине этот и другие факторы биогенной коррозии тоже могут иметь место. Так, исследования образцов цементного камня непосредственно в скважине Харьягинского месторождения показало, что потеря массы образцов достигает 22%, поражение площади сечения достигает 51% через 14 месяцев нахождения в скважине [9].
Более подробные исследования [10] позволили изучить механизм разрушения цементного камня в конкретных условиях Харьягинского месторождения ( рис.2.). При этом выявлены основные стадии 1 — 7
процессе разработки месторождения система «нефть-коллектор-пластовые воды-скважина» претерпевает значительные изменения под влиянием различных факторов. Одним из главных факторов, нарушающим стабильную работу скважин и подземного оборудования, является появление в добываемой продукции сероводорода, как продукта жизнедеятельности сульфатвосстанавливающих бактерий в продуктивных пластах. Это приводит к дополнительному образованию сульфидов железа, коррозии обсадных труб, НКТ, выходу из строя насосов и другого оборудования [1,2,3]. Большинство мероприятий по снижению отрицательного влияния продуктов жизнедеятельности бактерий направлены на обработку внутрискважинного оборудования ингибиторами коррозии. Но с пластами контактирует и крепь скважины, представляющая собой систему: технологическая компоновка обсадных труб, цементного кольца и контактных зон. И крепь скважины также подвергается физико-химическому воздействию и воздействию пластового микробного сообщества. Известные основные причины, приводящие к нарушению герметичности крепи скважин на стадии их строительства и эксплуатации, представлены на рис.1.
Каждая из этих 8 причин (рис.1) рассмотрена в технической литературе достаточно подробно и
30
11 2003
наука — производству Ж
разрушения цементного камня в скважине с участием микроорганизмов:
1. Вовлечение пластового флюида в поровое пространство цементного камня во время ОЗЦ.
2. Выщелачивание Са(ОН)2.
3. Образование биотического сообщества (ДНБ, СВБ, грибки и т.п.).
4. Иммобилизация органических веществ, воды, метаболизм в поровом пространстве.
5. Разрушение кристаллической структуры цементного камня.
6. Подавление жизнедеятельности биотического сообщества высокой щелочностью цементного камня в локальных зонах.
7. Межвидовая борьба микроорганизмов за компоненты жизнедеятельности в локальных зонах.
Известно, что как сооружение скважина имеет жизненный цикл, представляющий собой совокупность этапов изменения ее качественного состояния (проектирование, строительство, эксплуатация, ликвидация). Отсутствие методов и технических средств, которые повышают биостойкость конструкции скважин, явно уменьшит жизненный цикл скважины. Так, исследователи отмечают, что около 80% коррозионных поражений эксплуатационных скважин, включая обсадные трубы и другое оборудование, связано с деятельностью сульфатвосстанавливающих и других бактерий [1].
Да и после ликвидации скважины, как объекта нефтедобычи, известны случаи прорыва биогенного метана на поверхность с пожарами и взрывами [14].
Первичное заражение нефтяного месторождения происходит как в результате проникновения фильтрата бурового раствора, содержащего значительное количество микроорганизмов, в продуктивный пласт, так и в результате оставления бурового раствора в защемленных зонах при цементировании. В дальнейшем развитие биоценоза в пласте развивается под воздействием микроорганизмов и веществ, содержащихся в воде системы поддержания пластового давления (ППД).
Изучение образцов портландцементного камня, находившегося в условиях нефтяного пласта, показало, что в порах цементного камня обнаруживаются нефтеокисляющие бактерии (НОВ), денитрификато-ры (ДНБ), сульфатредуцирующие и сульфатвосста-навливающие бактерии (СВБ), различные грибки, в результате жизнедеятельности которых происходит разрушение образцов с изменением их вещественного состава.
Пористость образцов цементного камня составляет порядка 50 %. У горных пород (покрышек и коллекторов) пористость составляет 5 — 25 % с большими значениями проницаемости [11]. Следовательно, предупреждение развития микроорганизмов в поровом пространстве цементного камня является более актуальным, чем для известного микробиологического воздействия на горные породы, связанного с растворением продуктами метаболизма их минералов. Поскольку размеры пор цементного камня и породы в ряде случаев близки между собой, а некоторые химические элементы (Са, Мд, Б), Р, в и т.д.) являются основой для жизнедеятельности микроорганизмов и в том и в другом случаях, то и в поровом пространстве цементного камня происходит возникновение и развитие своеобразных экологических ниш (стадии 1 — 7) для различных видов микроорга-
11/2003
Рис.1. Основные причины 1-8. приводящие к нарушению герметичности крепи скважин
5) Высокая проницаемость цементное раствора
7) Усталостное разрушение камня
3) Преждевременное загустеэание цементного раствора
6) Сильная усадка цементного камня
8)Некачествеи«ое сцепление
4) Высокая водоотдача цементного раствора
2) некачественное удаление бурового раствора
1) Низкая плотность цементного раствора
Je наука - производству
Рис. 2. Схема биохимической коррозии цементного камня в скважине
■ '
ось скважины — 1 обсадная труба — 2 контактные зоны — 3.7 цементный камень — 4
фронт разрушения — 5 разрушенныечастицы — 6 нефтяной пласт — 8
низмов и грибков при наличии органического вещества [10].
Микроорганизмы, образуя в коллекторах и порогом пространстве своеобразные сообщества, при благоприятных условиях, активно участвуют в метаморфизме минералов. Микроорганизмы мобилизуют элементы из кристаллических решеток породообразующих минералов с помощью сильных химических реагентов, которые они же и продуцируют. Эти реагенты представлены разнообразными минеральными и органическими кислотами, биогенными щелочами, хелатообразователями и т.д. [12,13]. Таким образом, биохимический аппарат, которым располагает микрофлора для деструкции минералов, в высшей степени гибок и разнообразен.
Экспериментальные работы по повышению биостойкости конструкции скважин на стадии их строительства скважин заключались в оценке технологичности разработанного к конкретным условиям там-понажного состава «КРЕПЬ-БИО» и компоновки эксплуатационной колонны, защищающей крепь скважины от давления при перфорации (порядка 80МПа) и микробиологической коррозии. Тампонажный материал «КРЕПЬ-БИО» устраняет ряд технологических недостатков (усадка, седиментация, вспенивание, низкая адгезия к металлу) тампонажного раствора камня и обладает повышенной биостойкостью порового пространства по отношению к НОМ и СВБ.
Промысловые испытания разработанного состава и технологии крепления эксплуатационных колонн были проведены на скв. 2613, 2614, 2227, 2362, 2630, 2367 Западно-Возейского и скв. 1111), 111И, 112b, 1128 Харьягинского месторождений. Эффективность первичного цементирования по АКЦ и СГДТ скважин повысилась на 30 — 50 % по сравнению с традиционной технологией. При освоении скважины 1118 прорыва воды не произошло при расстоянии всего в ^ 3 м между ВНК — 3840 м и отверстиями перфорации 3837,0 м. При этом цементный камень выдержал градиент давления 5 МПа/м, что превышает требования нормативных документов РД 39-0147009-708-
87 и РД 08-200-98. Все скважины находятся в эксплуатации в течение 9-12 лет без прорывов воды и газа по кольцевому пространству за эксплуатационными колоннами.
Промысловые работы по повышению биостойкости крепи скважин в конкретных условиях продолжаются.
ВЫВОДЫ:
■ Нарушения герметичности крепи скважин происходят не только в результате некачественного первичного цементирования (неполное заполнение кольцевого пространства цементным раствором, его усадка и т.п.), но и в результате физико-химического воздействия на уже сформировавшийся цементный камень: разрыв цементного кольца при перфорации, гидроиспытаниях, общей и микробиологической коррозии.
■ Наименее изученным фактором по отношению к конструкции скважины остается геомикробиологический фактор.
■ Экспериментальные работы, проведенные с целью повышения биостойкости конструкции скважин показали свою эффективность и перспективность как при строительстве, так и при эксплуатации скважин.
Литература
1. Бирштехер Э. Нефтяная микробиология. Л., Гостех
Для дальнейшего прочтения статьи необходимо приобрести полный текст. Статьи высылаются в формате PDF на указанную при оплате почту. Время доставки составляет менее 10 минут. Стоимость одной статьи — 150 рублей.