СПОСОБ ПОВЫШЕНИЯ ГЕРМЕТИЧНОСТИ ЗАТРУБНОГО ПРОСТРАНСТВА НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН (ВАРИАНТЫ)
METHOD FOR INCREASING TIGHTNESS OF ANNULAR SPACE OF OIL AND GAS WELLS (OPTIONS)

Изобретение относится к нефте-газодобывающей промышленности и может быть использовано для предотвращения потери герметичности затрубного пространства скважин при действии разрушающих нагрузок, развивающихся в процессе эксплуатации скважин на месторождениях нефти и газа, при эксплуатации скважин на подземных хранилищах газа (ПХГ), а также после процесса ликвидации отработанных скважин. Изобретение также может быть использовано для повышения устойчивости призабойных зон добывающих скважин и снижения объемов микрочастиц породы, выносимой в эти скважины с потоком добываемого пластового флюида.
Крепление скважин является одной из необходимых операций при их строительстве, целью которого является, в частности, обеспечение герметичности затрубного пространства скважины. Некачественное крепление приводит к заколонным перетокам пластовых флюидов, следствием которых является потеря добываемого углеводородного сырья и обводнение продуктивных пластов водой из соседних водонасыщенных пластов. Возникают также осложнения экологического характера, обусловленные поступлением в вышерасположенные толщи пород, в том числе и насыщенные пресной водой, углеводородных флюидов, токсичных жидкостей, применяемых в технологиях стимулирования добычи пластовых углеводородов, таких, например, как гидроразрыв продуктивного пласта, кислотная обработка призабойных зон скважин и др.
Для решения проблем качественного тампонирования (цементирования) скважин разработан целый ряд технических и технологических решений - применение тампонажных растворов, состав и свойства которых в полной мере соответствуют условиям тампонирования, в том числе, расширяющихся при затвердевании; выбор оптимальных режимов нагнетания тампонажного раствора и других рабочих жидкостей в скважину, обеспечивающих наиболее полное замещение бурового раствора тампонажным; применение турбулизаторов, нагнетание тампонажного раствора в затрубное пространство со скоростями течения, обеспечивающими турбулентный режим его движения; расхаживание или вращение обсадной колонны при подаче тампонажного раствора в затрубное пространство и др. (Булатов А.И., Савенок О.В. Заканчивание нефтяных и газовых скважин: теория и практика. - Краснодар: Просвещение - Юг, 2010 - 539 с.; Мильштейн В.М. Цементирование буровых скважин. - Краснодар: Просвещение - Юг, 2003 - 375 с.).
Недостатком существующих способов повышения качества крепления скважин является их невысокая эффективность и проблема качественного крепления скважин, как в Российской федерации, так и за рубежом, к настоящему времени не считается решенной (см., например, Закиров С.Н., Закиров Э.С., Индрупский И.М., Аникеев Д.П., Лукманов А.Р., Климов Д.С. Устаревшие нефтегазовые технологии добычи как источник предстоящих экологических катаклизмов//Экологический вестник России. - 2019. - №8. - с. 20-25; Булатов А.И., Волощенко Е.Ю., Кусов Г.В., Савенок О.В. Экология при строительстве нефтяных и газовых скважин: учебное пособие для студентов вузов. - Краснодар: ООО «Просвещение-Юг», 2011. - 603 с.; Abandoned oil and gas wells are leaking methane across the USА//[Электронный ресурс]. Режим доступа: http//inhabitat.com/abandoned-oil-and-gas-wells-are-leaking-methane-across-the-USA; Plugging and abandonment of oil and gas wells// Working Document of the NPC North American Resource Development Study Made Available September 15, 2011, Paper 2-25. [Электронный ресурс]. Режим доступа http://www.npc.org/Prudent_ Development_Topic_ Papers /2-25_Well_Plugging_ and_ Abandonment_Paper.pdf.).
Как в Российской федерации, так и за рубежом существуют и проблемы экологического характера, обусловленные недостаточно надежной герметизацией ликвидируемых отработанных скважин. Решение этих проблем осложнено тем, что при ликвидации скважин необходимо производить не только тампонирование внутреннего пространства обсадных труб, но и обеспечить герметичность затрубного пространства скважин, через которое пластовый флюид, особенно газ, способен подниматься к дневной поверхности. При этом технологическое воздействие на затрубное пространство ликвидируемых скважин затруднено из-за существования зацементированной колонны стальных обсадных труб.
С качеством крепления скважин связана и проблема выноса песка в ствол добывающей скважины, что приводит к осложнениям при ее эксплуатации из-за образования песчаных пробок в стволе, препятствующих подъему пластового флюида на поверхность, а также к ускоренному износу скважинного оборудования. Известны способы борьбы с выносом частиц разрушенной породы в ствол скважины путем снижения ее дебита, установки противопесочных фильтров различных конструкций (Алиев З.С., Андреев С.А., Власенко А.П. и др. Технологический режим работы газовых скважин. - М: Недра, 1978. - 279 с.; Сьюмен Д., Эллис Р., Снайдер Р. Справочник по контролю и борьбе с пескопроявлениями в скважинах. – М.: Недра, 1986. - 176 с.). Недостатками этих способов является снижение производительности скважин, снижение ее продуктивности за счет роста фильтрационного сопротивления призабойной зоны при закупорке фильтров, быстрый выход фильтров из строя при интенсивном выносе песка.
Наиболее близким к заявляемому способу является способ крепления скважины (Свалов A.M. Способ повышения устойчивости призабойной зоны скважины к разрушению // RU №2714410, опубл. бюл. №5 от 14.02.2020, приоритет от 02.08.2019), предусматривающий на стадии ее строительства расширение участка ствола на границе продуктивного пласта с его кровлей. Согласно этому способу, для максимального снижения концентрации разрушающих напряжений в цементной оболочке скважины расширенный участок должен иметь форму конуса с определенными геометрическими параметрами. Последующее цементирование такой конической полости обеспечивает снижение интенсивности разрушающих сдвиговых напряжений на поверхности контакта цементного камня с породой и с поверхностью обсадных труб, развивающихся при эксплуатации скважины, следствием чего является и снижение интенсивности разрушающих напряжений в породе-коллекторе вокруг перфорационных каналов и объема выносимых в ствол скважины микрочастиц разрушенной породы.
Недостатком способа является сложность выбуривания (размывания) в породе конической полости с заданными параметрами, а также относительно невысокие пределы прочности цементного камня внутри этой полости, что при долговременных и циклических нагрузках на цементный камень приводит к его разрушению и потере герметичности.
Технической задачей, решаемой предлагаемым изобретением, является радикальное повышение стойкости и прочности крепления скважин к разрушающим нагрузкам, обусловленных изменением пластового давления при их эксплуатации и проведении технологических операций, а также к нагрузкам, развивающимся в затрубном пространстве ликвидируемых скважин после их ликвидации.
Техническая задача решается способом, предусматривающим на стадии строительства скважины расширение, по крайней мере, одного участка ее ствола в интервале непроницаемых пород, установку на обсадной трубе в расширенных частях ствола центрирующих устройств с номинальным диаметром, превышающим исходный диаметр ствола скважины и использование при тампонировании расширенных участков ствола скважины тампонажных составов, обладающих свойством расширения при их затвердевании. При проведении ликвидационных работ способ предусматривает вырезание, по крайней мере, одного участка обсадной трубы в интервале непроницаемых пород, расширение ствола скважины на этих участках и установку на этих участках центрирующих устройств с номинальным диаметром, превышающим исходный диаметр ствола с последующим тампонированием этих участков, включая и ствол скважины, тампонажным составом, обладающим свойством расширения при его затвердевании.
Новым является то, что при применении предлагаемого способа при затвердевании тампонажного материала, армированного, согласно способу, металлическими элементами центрирующих устройств, в расширенных участках ствола скважины формируются прочные объемные включения, препятствующие продольному смещению породы относительно обсадных труб при изменении пластового давления и, соответственно, снижению уровня герметичности затрубного пространства скважины на этих участках. При этом использование расширяющихся тампонажных материалов (расширяющихся цементов) после их затвердевания обеспечивает плотный контакт тампонажного материала с поверхностью непроницаемой горной породы и поверхностью обсадной трубы.
Сущность изобретения заключается в следующем.
Как показано в работе (Свалов A.M. Механика процессов бурения и нефтегазодобычи. - М.: Книжный дом «Либроком», 2009. - 256 с.), при изменении пластового давления в залежи в затрубном пространстве скважины в окрестности стальных обсадных труб, жесткость (модуль Юнга) которых на порядок и более превышает жесткость цементного камня (тампонажного материала) и горной породы, развиваются значительные сдвиговые напряжения, величина которых в полтора-два раза превышает величину изменения пластового давления. Сдвиговые напряжения приводят к разрыву связи цементного камня с колонной обсадных труб и к разрыву связи цементного камня с горной породой. При этом важно отметить, что на поверхности контакта цементной оболочки с горной породой присутствует тонкий слой глинистой корки, образовавшейся в процессе бурения скважины, снижающий прочность связи цементного камня с породой.
Изменение пластового давления в залежи происходит в процессе ее разработки и максимальных значений это изменение достигает в воронках депрессии вокруг добывающих скважин и в воронках репрессии в окрестности нагнетательных скважин. Значительный рост давления в призабойных зонах скважин, достигающий нескольких десятков МПа (нескольких сотен атмосфер), происходит также при применении таких стимулирующих технологических операций в скважинах, как гидроразрыв пласта.
В отработанных истощенных месторождениях углеводородов с низким пластовым давлением после ликвидации скважин также происходит постепенное, в течение нескольких лет (десятков лет), изменение пластового давления, а именно, его восстановление практически до своей начальной величины за счет гидродинамической связи залежи с окружающим водоносным бассейном.
Таким образом, изменение пластового давления, как при эксплуатации скважин, так и после их ликвидации приводит к развитию разрушающих напряжений в затрубном пространстве скважин, что способствует потере прочности цементного камня и продольному смещению горной породы относительно колонны жестких обсадных труб, то есть, к нарушению герметичности затрубного пространства скважин.
Важно отметить, что эта ситуация усугубляется процессом усадки цементных растворов, применяемых в подавляющем большинстве случаев в качестве тампонажных материалов, при их затвердевании. В результате уменьшения удельного объема цементного камня происходит потеря его сплошности, что может приводить к образованию флюидопроводящих каналов, главным образом, вблизи поверхности контакта цементной оболочки с горной породой, то есть, в зонах с ослабленной связью между цементным камнем и породой.
Из изложенного следует, что повышение прочности связи между обсадной колонной и цементным камнем, а также между цементным камнем и породой-коллектором будет препятствовать продольному смещению породы вдоль обсадной трубы и потере герметичности затрубного пространства скважины. Кроме того, при прочной связи цементной оболочки с колонной обсадных труб и горной породой в непосредственной близости от продуктивного пласта обсадная колонна, в силу большей жесткости в сравнении с цементным камнем и горной породой, будет принимать на себя значительную часть напряжений, развивающихся в призабойной зоне скважины при изменении пластового давления и действующих на перфорационные каналы. При разрушении цементной оболочки горная порода приобретает возможность продольного смещения вдоль обсадной трубы и вследствие этого вся избыточная нагрузка, обусловленная изменением пластового давления, будет воздействовать на породу-коллектор, с концентрацией в окрестности перфорационных каналов, вызывая их разрушение, что является одной из основных причин выноса больших объемов частиц разрушенной породы в ствол скважины (Свалов A.M. Механика процессов бурения и нефтегазодобычи. - М.: "Книжный дом «Либроком», 2009. - 256 с.).
На основании вышеизложенного способ повышения уровня герметизации нефтяных и газовых скважин описывается следующим образом.
Как показано на фиг. 1, где цифрой 1 отмечена горная порода, в которой пробурена скважина, в интервалах непроницаемых пород, по меньшей мере, на одном участке расширяется ствол скважины. На фиг. 1 расширенный участок ствола отмечен цифрой 2. На колонне обсадных труб 3 жестко устанавливается прочное (стальное) центрирующее устройство 4 с номинальным диаметром, превышающим исходный диаметр ствола скважины. Затрубное пространство скважины, включая и расширенный участок 2, тампонируется тампонажным материалом, обладающим свойством расширения при затвердевании. При этом уровень тампонирования затрубного пространства скважины расширяющимся составом должен превышать месторасположение верхнего расширенного участка ствола скважины.
Практически в качестве центрирующих устройств могут быть использованы стандартные пружинные стальные центраторы с номинальным диаметром, превышающим исходный диаметр ствола скважины, а в качестве тампонирующего материала могут использоваться расширяющиеся цементные растворы.
Как следует из фиг. 1, после затвердевания тампонажного материала, армированного металлическими элементами центрирующего устройства, в расширенном участке ствола скважины формируется прочное объемное включение большого диаметра, препятствующее продольному смещению горной породы вдоль колонны обсадных труб под действием нагрузок, обусловленных изменением пластового давления. Использование расширяющегося тампонажного материала обеспечивает его плотный контакт как с непроницаемой горной породой, так и с поверхностью обсадных труб, что будет препятствовать образованию флюидопроводящих каналов при затвердевании тампонажного материала. Непроницаемость горной породы исключает возможность фильтрации флюидов через эту породу в обход расширенного участка ствола скважины.
Оптимальным является вариант, когда нижний расширенный участок ствола скважины будет расположен в кровле продуктивного пласта, непосредственно над пластом. Этим достигается сохранение высокого уровня герметичности затрубного пространства скважины при ее эксплуатации, а также при проведении технологических операций, сопровождающихся изменением величины пластового давления, таких как гидроразрыв пласта. Кроме того, невозможность продольного смещения породы вдоль колонны обсадных труб в этом случае обусловит перераспределение значительной части избыточных нагрузок с породы вокруг перфорационных каналов на обсадные трубы, что снизит интенсивность разрушения породы-коллектора в призабойной зоне скважины.
Способ повышения уровня герметичности затрубного пространства ликвидируемых отработанных скважин описывается следующим образом.
Как показано на фиг. 2, в колонне зацементированных обсадных труб в интервалах непроницаемых пород вырезается, по меньшей мере, один участок трубы и в пределах этого участка производится расширение ствола скважины. В колонне обсадных труб на уровне расширенного участка ствола устанавливается центрирующее устройство 5 с номинальным диаметром, превышающим исходный диаметр ствола скважины. Внутренний объем обсадных труб и расширенный участок ствола скважины тампонируются тампонажным материалом, обладающим свойством расширения при затвердевании. Центрирующее устройство должно обеспечивать гидродинамическую связь ствола скважины с ее затрубным пространством. При этом уровень тампонирования 6 в стволе скважины должен превышать месторасположение верхнего расширенного участка ствола скважины. В оптимальном варианте при установке центрирующего устройства 5 должен быть обеспечен контакт его расширяющейся части с верхним срезом обсадной трубы для обеспечения непосредственной передачи нагрузок с элементов центрирующего устройства на обсадные трубы.
В отличие от описанного выше способа, относящегося к случаю повышения уровня герметичности скважины при ее строительстве (фиг. 1), при ликвидации скважин центрирующее устройство должно спускаться в скважину через колонну обсадных труб и должно иметь достаточно малый диаметр для беспрепятственного прохождения через эти трубы. В этом случае величина номинального диаметра стандартных пружинных центраторов может быть недостаточной для расширения элементов таких центраторов до размеров расширенных участков ствола скважины. В этом случае целесообразно использовать центрирующие устройства зонтичного типа 7, изображенные на фиг. 3. Устройства такого типа позволят раскрывать их раздвигающиеся металлические элементы для фиксирования в расширенных участках ствола скважины.
Формирование такого, по меньшей мере, одного прочного объемного включения в затрубном пространстве ликвидируемой скважины позволит существенно повысить уровень ее герметичности при воздействии разрушающих нагрузок, обусловленных ростом пластового давления за счет гидродинамического взаимодействия пласта с окружающим водоносным бассейном.
Пример применения предлагаемого способа.
После завершения бурения скважины, перед спуском колонны обсадных труб, в интервале непроницаемых пород расширяется участок ствола скважины. На уровне этого участка в колонне обсадных труб жестко устанавливается пружинный центратор с номинальным диаметром, превышающим исходный диаметр ствола скважины. После спуска обсадной колонны в скважину производится тампонирование ее затрубного пространства при соблюдении условия обеспечения тампонированием расширяющимся при затвердевании материалом до уровня, превышающего, по меньшей мере, верхний уровень расширенного участка ствола. Далее процесс строительства скважины производится традиционным образом.
Применение предлагаемого способа позволит уменьшить негативные последствия, обусловленные снижением уровня герметичности затрубного пространства как эксплуатируемых, так и ликвидируемых отработанных нефтяных и газовых скважин, а также позволит повысить устойчивость призабойных зон скважин к разрушающим нагрузкам.