ПРОБЛЕМА ОБЕСПЕЧЕНИЯ ПРОМЫШЛЕННОЙ И ЭКОЛОГИЧЕСКОЙ БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ СТРОИТЕЛЬСТВЕ И ЭКСПЛУАТАЦИИ НЕФТЕГАЗОВЫХ СКВАЖИН
Г. КАЛМЫКОВ, А. РОСЛЯКОВ, бф «мнф «сеэс», П. СУСЛОВ, мнф «сеэс»,
В. РЕВСКИИ, ОАО «Московская буровая компания»
Экологическая безопасность нефтегазовой отрасли промышленности определяется многими причинами. Наиболее важной является несовершенство способа строительства (крепления и изоляции) нефтегазовых скважин. Как правило, нарушено естественное состояние пластов из-за некачественной изоляции горных пород с помощью цемента. Скважина, изолированная с помощью цемента, зачастую служит искусственным дренажем, по которому через дефекты в цементном камне из одного подземного горизонта в другие осуществляется интенсивный перенос чуждых для них веществ. Ущербы, наносимые природе плохо изолированными скважинами, весьма велики. Имеет место и отравление подземных и грунтовых вод, формирующих, как известно, питьевые ресурсы регионов нефтегазодобычи и сопредельных с ними территорий.
Практика строительства нефтегазовых скважин в России и за рубежом показывает, что решение проблемы экологической безопасности скважин лежит в ограничении применения цемента для их изоляции и переходе на бесцементный способ строительства.
Перспективы увеличения добычи нефти и газа на площадях Тюменского Севера, Республики Коми, Иркутской области и других регионов России, ближнего и дальнего зарубежья связаны с разведкой глубокозалегающих горизонтов, увеличением объемов разведочного и эксплуатационного бурения, крепления и изоляции пластов.
Технология крепления скважин в начале века сводилась, в основном, к задавке башмака герметичной колонны в глинистую пасту. В дальнейшем стали прибегать к заливке цементным раствором. Технология постоянно совершенствовалась, и в итоге при строительстве современных нефтегазовых скважин стали применять специальный цемент высокого качества, прямое и обратное цементирование, секционный спуск обсадных колонн и их цементирование, бурение и крепление горизонтальных, наклонных, кустов скважин и т. д.
В настоящее время большинство специалистов считают, что наиболее важными причинами, определяющими качество цементирования скважин, являются свойства применяемых тампонажных материалов, а также обеспечение чистоты ствола скважины перед цементированием для обеспечения качественного контактирования цементного раствора (и далее камня) с обсадной трубой и стенкой скважины.
Разработка, испытание и применение различных технологических приемов и тампонажных материалов при определенных геологических условиях могут привести к удовлетворительному качеству разобщения пластов и креплению скважин. В процессе дальнейшей эксплуатации скважины в
цементном камне происходит образование микро- и макротрещин.
По образовавшимся в цементном камне микротрещинам и каналам, пластовые флюиды проникают по поверхности контакта цементного камня со стенками скважины и обсадными трубами, что, как правило, приводит к разрушению камня, коррозии металла труб и потере работоспособности скважины. Отмечено, что все эти факторы приводят к нарушению требований по охране недр, миграции углеводородов и других опасных ингредиентов, содержащихся в нефти (ванадий, никель, молибден, марганец, мышьяк, цинк, медь, свинец, уран и др.). В нефтях Урало-Поволжья концентрация ванадия составляет 39—115 мг/кг, никеля — до 14 мг/кг. Концентрация свинца в золе нефтей достигает 0,5%, олова — до 10—3%. Традиционная система экологического мониторинга добычи и переработки нефти не учитывает вероятности загрязнения окружающей среды токсичными металлами и радиоактивными элементами.
Существующая технология крепления и изоляции скважин предусматривает максимальное удаление глинистой корки со стенок скважины механическим, гидравлическим или химическим методом, проведение дорогостоящих геофизических работ по кавернометрии скважины, последующее ее цементирование и т. д. Однако опыт применения цементирования в нефтегазодобыче доказывает, что цементирование не является лучшим методом изоляции скважин с точки зрения экологии. Факты проникновения углеводородов на десятки километров от нефтегазовых скважин, отравления ими подземных и грунтовых вод на многих промыслах мира красноречиво подтверждают это.
Цементирование имеет ряд отрицательных моментов для самого процесса добычи углеводородного сырья. Основной из них — значительное снижение дебита скважины и вызова притока, что, по определению А. А. Вахромеева, обусловлено проникновением фильтрата по радиусу от скважины на расстояние до метра. Проведенный анализ позволяет сделать вывод, что применяемая технология крепления скважин с использованием тампонажных материалов для изоляции пластов и крепления обсадных труб весьма некачественна. Исследования М. О. Ашрафьяна, А. И. Булатова, Н. М. Давыдова на опытной скважине показали, что полное вытеснение (на 100%) из каверн бурового раствора тампо-нажным невозможно. Как правило, конфигурация ствола скважины значительно изменяется по глубине, при этом происходит перемешивание цементного и бурового растворов, что может привести к образованию труднопрокачивае-мых паст или смеси, утратившей крепящие свойства.
Объем смесей зависит от значений числа Рейнольдса и критерия Пекле вытесняемой и вытесняющей жидкостей и
составляет обычно 20—40% и более от объема перекачанных при цементировании жидкостей. При больших объемах смесей облегчается образование водяных «карманов» вдоль ствола скважины и каналов в самом тампонажном растворе. Наименьшее влияние оказывает конфигурация заколонного пространства при использовании отверждае-мых буровых растворов, разработанных во ВНИИКРнефти. Отверждаемые буровые растворы имеют преимущества перед тампонажными, но не исключается возможность образования каналов и межпластовых перетоков в период образования структуры изоляционного материала и снижения гидростатического давления на продуктивные пласты. Суммируя известные данные в области крепления и изоляции скважин с помощью цементирования, можно выделить следующие недостатки существующей технологии.
■ Разрушение цементного кольца в процессе эксплуатации скважин в результате механических и гидравлических ударов при перфорации обсадных колонн и спуско-подъем-ных операциях с НКТ, в результате чего происходит коррозионное разрушение обсадных труб и создаются условия для миграции пластовых флюидов.
■ Невозможность извлечения прокорродированных или механически поврежденных обсадных колонн из-за значительного их контакта с цементным камнем и больших технических трудностей, связанных с его разрушением.
■ В процессе закачки тампонажных растворов высокой плотности в результате репрессии возникает поглощение растворов, закупорка продуктивных пластов, снижение пористости и проницаемости горных пород, в результате чего значительно снижаются дебиты скважин.
■ При цементировании эксплуатационных колонн, в начальный период ОЗЦ, при формировании цементного камня гидростатическое давление снижается с величины, создаваемой давлением тампонажного раствора высокой плотности, до величины гидростатического давления воды затворе-ния, что приводит к депрессии на продуктивные пласты и возникновению межпластовых перетоков, затрубным флюи-допроявлениям, а в газовых скважинах — к фонтану.
■ Невозможность обеспечения необходимых мер воздействия на затрубное пространство и контроля за его состоянием в связи с перекрытием твердым цементным кольцом-камнем, что препятствует использованию ингибиторов коррозии и сероводородостойких реагентов.
Разработан новый способ строительства скважин, который свободен от перечисленных недостатков и заключается в том, что крепление обсадных колонн производится не по всему затрубному пространству, а в призабойном интервале или над продуктивными горизонтами (в зависимости от назначения колонны). В устьевой части производится обвязка спускаемых обсадных колонн и их герметизация. В приза-бойном интервале с помощью расширителей или гидромониторных насадок в стенках скважины производят объемную выработку, в последующем заполняемую тампонажным раствором определенной высоты и мощности, достаточной для удержания обсадной колонны в процессе бурения и дальнейшей эксплуатации. Остальной объем затрубного пространства заполняется изоляционным материалом — гидрозатвором, представляющим собой вязкую, седиментоус-тойчивую жидкость с достаточной структурой, обработанную ингибиторами коррозии и другими реагентами. Параметры гидрозатвора зависят от глубины залегания пластов, давления, типа нейтрализуемых флюидов и т. д.
Гибкая система трубных конструкций гарантирует долголетнее использование скважины за счет замены отработанных труб. Используемые в качестве изоляции гидрозатворы, в которых вероятность миграции углеводородных молекул на поверхность близка нулю, обеспечивают совер-
шенную изоляцию. Крепление скважин обеспечивается при этом якорями (как цементными, так и бесцементными, например, металлическими с пакерами и т. д.).
Использование в гидрозатворах антикоррозионных и сероводородных ингибиторов позволяет безопасно вскрывать сероводородосодержащие пласты и увеличивает срок службы скважин. Все перечисленные достоинства гидрозатвора дают возможность построить экологически безопасную нефтегазовую скважину, существенно дешевле по сравнению с действующими. Данный способ строительства может быть применен для всех видов и типов скважин. При их ремонте нет необходимости поднимать эксплуатационную колонну (насосно-компрессорные трубы), достаточно «заглушить» продуктивный пласт жидкостью-гидрозатвором, распакероваться, заменить жидкость-гидрозатвор на требуемую жидкость и интенсивной промывкой через гидромониторное сопло очистить зумпф.
В данном способе используются стандартные оборудование, материалы и устройства. При этом исключение большого объема цементов, цементировочных агрегатов, забойных перфораций, центраторов для обсадных колонн, возврат отработанных трубных колонн и т. д., позволяет резко повысить экономичность и эффективность строительства скважин, обеспечить высокую экологическую безопасность с прим
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.