Полный текст

Введение Бурение скважин для разведки и добычи нефти является одним из самых высокотехнологичных процессов. В рамках цикла строительства скважины бурение находится между проектированием (включая весь спектр от инвестиционного проекта до проекта строительства скважины) и заканчиванием. Таким образом, бурение связывает - технически, экономически и управленчески - объект разработки (пласт) и технологии (как ключевой фактор эффективности). Стабильную рентабельность разработки месторождений можно обеспечить только за счет снижения себестоимости добываемой нефти, которая на 30-50 % зависит от объема эксплуатационных и энергетических затрат, а также затрат на проведение ремонтных работ. Заканчивание, в том числе инновационное, становится все более важным направлением для повышения эффективности [1]. Оборот рынка оборудования для заканчивания скважин в 2017 г. превысил 15 млрд рублей, при том что он находится на относительно ранней стадии развития (примерно 50 % рынка приходится на системы подвески хвостовика). Источниками 55 % спроса являются «горизонтальные» объекты и системы: новые скважины, боковые стволы, многостадийный гидроразрыв пласта и др. [2, 3]. Начиная от бурения и заканчивая эксплуатационной добычей полезных ископаемых, скважина подвергается воздействию различных технологических нагрузок. Перфорация, гидравлический разрыв пласта, коррозионно-активная внешняя среда, спуско-подъемные операции и другие работы внутри обсадной колонны оказывают сильное воздействие на целостность крепи скважины и прежде всего на цементный камень, являющийся одним из наиболее важных элементов скважины. Некачественное цементирование скважин может быть причиной неправильной оценки перспектив разведываемых площадей, появления «новых» залежей нефти и особенно газа в коллекторах, перетоков флюидов, грифонообразований, газонефтеводопроявлений. Это один из наиболее опасных видов осложнений, часто переходящий в аварии. Перетоки флюидов - достаточно распространенное явление в скважинах. Самые сложные и финансово убыточные аварийные ситуации были зарегистрированы на месторождениях Украины и Узбекистана. Вследствие колоссального перетока пластового газа в колонну произошло фонтанирование скважины. В данном случае специалисты решили проблему с помощью бурения дополнительной наклонной скважины для организации ядерного взрыва, предотвратившего миграцию газа в скважину [4]. Приведенные примеры говорят о низкой профессиональной подготовке специалистов-буровиков, а также недостаточном внимании к нормам и правилам бурения скважин. Одним из негативных последствий некачественного крепления скважин, связанных с образованием каналов для миграции пластового флюида, является повышение обводненности скважинной продукции. В настоящее время обводненность эксплуатационных скважин месторождений России превышает 90 %. Высокое качество герметизации нефтяных и газовых скважин, снижение межпластовых перетоков остаются важнейшим условием их эффективного использования. Применяемые при этом герметизирующие составы и устройства должны позволять безаварийно проводить различные работы в скважине и обеспечивать выполнение технических, экологических и экономических требований [5, 6]. Сегодня в связи с высокопроблемной ситуацией все внимание ученых направлено на изучение механизмов (причин возникновения, процесса, путей решения) водоизоляции пробуренных скважин. Несмотря на то что в настоящее время уже имеется достаточно широкий ассортимент различных технологий и составов для проведения ремонтно-изоляционных работ по ограничению водопритока, ведутся работы по созданию новых и улучшению уже имеющихся блокирующих составов с целью повышения технического результата от их применения и снижения затрат на проведение работ подобного рода. Методы ликвидации водопроявлений и межколонных перетоков В настоящее время тенденции, связанные с увеличением объемов эксплуатационного бурения, освоением месторождений, находящихся на поздней стадии разработки, а также новых месторождений со сложными геолого-техническими условиями, указывают на необходимость решения существующих проблем в области качества крепления нефтяных и газовых скважин, и этот вопрос становится все более актуальным. Отсутствие качественного и долговременного разобщения пластов, межколонные и межпластовые нефтегазоводопроявления и перетоки, поглощения и недоподъем цементного раствора на заданную высоту - все эти осложнения приводят к снижению продуктивности построенных скважин и в целом эффективности разработки месторождения, увеличению затрат на ремонтные работы в процессе освоения и эксплуатации скважины. Для проведения качественного крепления скважины необходимо на всех этапах, от подготовки ствола скважины до спуска обсадной колонны и ее дальнейшего цементирования, обеспечить грамотный подбор применяемых для осуществления данных операций технологий, оборудования и материалов. Основными причинами, влияющими на качество цементирования нефтегазовых скважин, являются: а) геометрическое состояние ствола скважины и свойства бурового раствора; б) пространственное расположение обсадной колонны относительно оси ствола скважины; в) расхаживание породоразрушающего инструмента; г) оптимизация времени на бурение и крепление скважины; д) рабочие характеристики насоса для закачки тампонажного раствора. Низкое качество цементирования скважин может приводить к возникновению межпластовых перетоков и обводнению скважинной продукции. Решение этой проблемы может осуществляться проведением ремонтно-изоляционных работ (РИР) в действующем фонде скважин и повышением качества крепления новых. Осложненные различными интервалами пластового давления геологические условия на месте для бурения скважины, а также непосредственная близость водо- и нефтеносных горизонтов влияют на отход ствола скважины от заданного направления и требуют использования новых технологий и модифицирующих добавок для цементирования нефтегазовых скважин. В работах по ограничению водопритоков приводятся классификации РИР по их степени сложности, а также предлагаются оптимально возможные технологии по ликвидации причин обводнения скважин. В результате авторами было выделено четыре категории сложности РИР [7-10]. К самым простым РИР относятся: - ликвидация негерметичности ствола скважины; - понижение и полное предотвращение межпластовых миграций флюидов; - создание плотной непроницаемой перемычки для изоляции водного горизонта от продуктивного пласта. Изоляционно-восстановительные работы при капитальном ремонте скважин производят для перекрытия путей движения посторонних вод к эксплуатационному объекту, предотвращения миграции газов, укрепления ствола скважины. При проведении РИР в нефтегазовых скважинах применяются технологии по цементированию ствола, в том числе под давлением, установке механической «заплатки» («пластырь», профильный перекрыватель), иногда используется закачка специальных составов полимерных материалов. Высокое качество изоляции напорных горизонтов на этапе строительства может определить долговечность скважин как капитальных объектов, поэтому особое внимание должно быть уделено качеству их крепления. Недостаточный уровень прочности цемента может привести к снижению эксплуатационных характеристик скважины, разрушению целостности ее ствола, снижению герметичности, нарушению экологических требований, норм и правил безопасности. Повышение эксплуатационных характеристик цемента, в первую очередь его прочности на сжатие и изгиб, является весьма актуальной задачей. Ее традиционно решают путем модифицирования цемента различными химическими добавками природного и искусственного происхождения. Кроме того, для разобщения пластов с различными по свойствам насыщающими флюидами целесообразна их временная изоляция на этапе бурения, особенно это касается интервалов возможных водопритоков. Технология временной изоляции напорных горизонтов Разработке новых составов и технологий ограничения водопритоков посвящены работы многих ученых как у нас в стране [11-16], так и за рубежом [17, 18], а такие ученые, как В.А. Блажевич, В.Г. Уметбаев, Н.А. Абдрахимов, В.А. Стрижнев, И.И. Клещенко, С.С. Демичев, К.В. Стрижнев и другие, уделяли особое внимание изучению и внедрению синтетических смол [19-30]. Существует несколько технологических направлений для решения проблемы качественной изоляции водоносных пластов. Например, наиболее часто используют селективную изоляцию водопритоков, включающую при проведении РИР временное блокирование пласта, и технологию PBL (циркуляционный переводник). Данное устройство содержит циркуляционный клапан, который позволяет многократно переключать поток жидкости из внутреннего пространства бурильной колонны в затрубное, минуя все элементы компоновки низа бурильной колонны (КНБК), находящиеся в компоновке ниже PBL [31]. Однако использование данной технологии не обеспечивает регулирования давления в кольцевом пространстве [32]. Для обеспечения работ, направленных на повышение эффективности заканчивания скважин в интервалах неконтролируемого притока, предлагается использовать в процессе бурения устройство-регулятор давления с одновременным закачиванием блокирующей жидкости при первичном вскрытии водоносного пласта [33]. На современном этапе при проведении водоизоляционных работ используются композиции на основе тампонажного цемента с различными полимерными добавками, улучшающими их адгезионные и прочностные свойства; специальные порошкообразные материалы; смеси, в составе которых есть кремневые и/или органические материалы; полимерные и гелеобразующие составы и др. Применяются также различные комбинации армирующих составов, достоинством которых является возможность регулирования их свойств в зависимости от геологических и технических условий применения. Из всего многообразия предлагаемых водоизоляционных композиций составы вязкоупругих систем являются одним из наиболее перспективных способов блокирования водоносных горизонтов в процессе бурения с целью ограничения водопроявлений и межколонных перетоков. При данном способе водоизоляции в скважину закачивается гелеобразная композиция, которая в начальный момент времени представляет собой маловязкую жидкость. После определенного промежутка времени происходит резкое возрастание вязкости до загустевания системы, т.е. раствор теряет текучесть и непосредственно в пластовых условиях превращается в гель, который способен блокировать водопроявляющие горизонты. Однако большинство известных к настоящему времени вязкоупругих водоизоляционных составов обладает рядом недостатков, среди которых низкая проникающая способность, нестабильность в пластовых условиях, токсичность и высокая стоимость. Устранение перечисленных недостатков может существенно повысить конкурентоспособность этого способа ограничения водопритоков [5, 6, 34, 35]. Повышение качества разобщения пластов на этапе крепления скважины Одним из наиболее эффективных путей повышения качества разобщения пластов является высокая седиментационная устойчивость тампонажных растворов. В противном случае возможны увеличение проницаемости цементного камня, появления трещин в цементном камне в результате обильного водопритока [36]. Качество пробуренной скважины в первую очередь зависит от герметичности зацементированной скважины. Для движения газа и других пластовых флюидов по внутреннему диаметру цементного кольца необходимо наличие двух составляющих: давления, которое присутствует в обязательном порядке вследствие нахождения газа, и канала. Для образования каналов в цементном камне основным фактором является свойство тампонажной смеси образовывать на своей поверхности вакуум - понижение давления (контракционный эффект), способствующее притоку флюидов из околоствольного пространства скважины - обезвоживанию оставшегося невытесненным бурового раствора и фильтрационной корки. При твердении тампонажного раствора возникновение каналов в цементном камне неизбежно [37]. Одной из трудновыполнимых, но решаемых задач является уменьшение контракционного эффекта. Абсолютно избавиться от контракции невозможно, как и заменить цемент другим минеральным вяжущим. Такие технологии на сегодняшний день еще неизвестны. Благодаря открытию контракционного эффекта ученые смогли понять механизм каналообразований в тампонажном камне, определить влияющие на него факторы и сформулировать пути решения минимизации отрицательного влияния контракционного эффекта на крепление ствола скважины. Один из общепринятых способов понижения роли контракционного эффекта связан с внедрением в тампонажный раствор различных добавок. Чаще всего данное решение приводит к существенному снижению механической прочности цементного камня. Для первичного цементирования скважин все чаще применяют модифицирование тампонажного раствора добавками, положительно влияющими на характеристики цементного камня. В работе профессора А.И. Булатова «Выявление роли прочности цементного камня» было показано, что прочность цементного камня по ГОСТу не дает представлений о возможности его использования в условиях отдельного месторождения, а только отражает требования к качеству цемента. После решения вышеуказанных проблем стало возможным применение модифицированных различными добавками тампонажных смесей для цементирования нефтегазовых скважин. Было определено, что модифицирование раствора снижает контракционный эффект [36]. К стандартным добавкам в тампонажные растворы можно отнести: силикаты (SiO2, nanoSiO2), доменные шлаки и отходы металлургического производства; утяжелители (барит, гематит); понизители плотности (полые пластиковые микросферы и гранулы; воздух). В условиях высоких температур и давлений HPHT (High Pressure High Temperature) рекомендуется использование кремнийсодержащих материалов, например, кварцевого песка. В составе цементного раствора и буферной жидкости SiO2 способствует дополнительной очистке стенки скважины [36, 38]. В случае изоляционных работ по креплению ствола скважины применяют тампонажный раствор с различными добавками, улучшающими его свойства: полимерные материалы и другие недорогие и легкодоступные химические вещества органического и неорганического происхождения. Использование улучшенных добавками тампонажных растворов для цементирования скважин имеет определенные преимущества: 1) происходит повсеместное увеличение физико-механических свойств однородно затвердевшего цементного камня, который характеризуется высокими показателями прочности на сжатие и изгиб, коррозионной и термобарической устойчивостью. 2) благодаря непроницаемым свойствам цементного камня снижается возможность миграции пластовых флюидов в скважину и бурового раствора в околоствольное пространство скважины. Так, цементный камень препятствует снижению проницаемости призабойной зоны после цементирования, а также способствует полному разобщению пластов [39, 40]. Тампонажный раствор, приготовленный из стандартного цемента, часто не удовлетворяет условиям бурения ввиду низкой способности проникать в мельчайшие поры, предотвращать миграцию пластовых флюидов и газов и укреплять стенки ствола скважины. У исследователей есть основания полагать, что разрушение цементного кольца во всех случаях происходит с образованием каверн и трещин любого размера. Рис. Современные модификации углерода: а - алмаз; б - графит; в - лонсдейлит; г - С60 (фуллерены); д - С540; е - С70; ж - аморфный углерод; з - однослойная углеродная нанотрубка В последние годы в качестве модификаторов стали активно использоваться углеродные материалы. В начале XXI в. были известны трехмерные (графит, алмаз), одномерные (однослойные и многослойные углеродные нанотрубки) и нульмерные (фуллерены) аллотропные модификации углерода [41]. На рисунке представлены все изученные модификации углерода. Углерод - поистине уникальный химический элемент. Он способен образовывать самые разнообразные химические структуры с улучшенными структурными, электрическими и механическими свойствами. После открытия графена в 2004 г. в научном мире начался рост интереса к модификациям углерода. Ученые-физики А. Гейм и К. Новоселов из Манчестерского университета (Великобритания) синтезировали графен с помощью последовательного отслоения слоев графита, используя обычную скотч-ленту [42]. За новаторские эксперименты с графеном - двумерной формой углерода - в 2010 г. первооткрывателям была присуждена Нобелевская премия по физике. Сегодня с графеном работают не только химики и физики, но и врачи, строители, горняки, технологи всех направлений и даже дизайнеры. Новый материал приобретает все большую популярность благодаря своим необычным механическим, термическим, электрическим и оптическим свойствам. В нефтегазовой промышленности графен быстро нашел свое место. С помощью применения графена в бурении и строительстве скважин повышают смазывающие свойства бурового раствора, создают антикоррозионные покрытия, производят цементирование скважин, армирование породоразрушающего инструмента, отделение воды от нефти, очистку от разливов нефти, заканчивание скважин и многое другое [43-45]. Графен и его производные являются улучшающими добавками для тампонажных смесей, что делает возможность их применения для цементирования скважин приоритетным. Благодаря графеновому буму в научном сообществе исследователи со всего мира стали обращать свое внимание на различные модификации углерода. Трехмерная модификация углерода - графит - может использоваться в качестве наноразмерного армирования цементного камня для улучшения его механических характеристик, герметичности и долговечности не хуже графена. Несмотря на удивительные свойства графена, применение графита и его производных в нефтегазовой промышленности более обосновано ввиду низкой себестоимости материалов и их высокой доступности. Анализ проведенных исследований за рубежом [46-55] позволил заключить, что присутствие углеродных материалов улучшает поровую структуру цементирующей матрицы, увеличивает прочность на сжатие и изгиб по сравнению с чистым цементом. Согласно результатам исследований, текучесть нового гидрофобного и экологичного цементного раствора увеличивается, как и твердость цементного камня. Работы отечественных научно-исследовательских институтов по изучению качества цементирования скважин через 15-30 лет показали полное или частичное разрушение цементного камня в заколонном пространстве скважины [36]. Таким образом, основной задачей ученых является изучение причин изменения состояния тампонажной смеси во времени и способов их ликвидации. Выводы и рекомендации Применение современных технологий ограничения водопритоков позволяет значительно снизить затраты на ремонт и эксплуатацию скважин и увеличить добычу нефти. Показатели добычи на отдельно взятой скважине во многом зависят не только от геологии, режимов эксплуатации и методов интенсификации, но и от технического состояния скважины как конструкции. В то же время новые более эффективные изоляционные материалы с низкой вязкостью, высокой фильтруемостью и адгезией должны оставаться легкодоступными и относительно недорогими. Однако даже самые успешные технологии гидроизоляционных работ носят временный характер. Основным критерием потенциала изоляции в сравнительной характеристике является показатель ограничения попутно добываемой воды и длительности технологического эффекта. В результате об улучшении нефтенасыщенной части пласта судят по качеству создания дополнительного фильтрационного сопротивления в водонасыщенной части пласта и уменьшению притока воды. Углеродные материалы будут очень сильно влиять на технологии в ближайшие годы. Качественное крепление скважин требует постоянного совершенствования строительных и модифицирующих материалов. Экологичность внедрения в тампонажные растворы углеродных добавок очевидна начиная с их безопасной добычи и получения до затвердевания в тампонажный камень. С помощью новых совставов тампонажных растворов с добавками углеродных материалов можно легко решить целый набор глобальных проблем, таких как проявление и поглощение бурового раствора, прихват скважинного бурового оборудования, сыпучесть интервалов неустойчивых пород, водо-, нефте- и газопроявление, разобщение пластов и др. Возможность использования углеродных материалов в качестве добавок в тампонажные смеси для цементирования скважин еще до конца не изучена. Таким образом, возникает острая необходимость в дальнейших исследованиях, чтобы успешно использовать новые материалы в производстве улучшенных тампонажных составов.

Об авторах

Мария Владимировна Нуцкова

Автор, ответственный за переписку.
Email: Nutskova_MV@pers.spmi.ru
2 21st line, Vasilyevsky island, Saint Petersburg, 199106, Russian Federation

кандидат технических наук, доцент кафедры бурения скважин

Вячеслав Николаевич Кучин

Email: cuchin.vya4eslaw2013@yandex.ru
2 21st line, Vasilyevsky island, Saint Petersburg, 199106, Russian Federation

аспирант кафедры бурения скважин

Влада Станиславовна Ковальчук

Email: vlada.1995@inbox.ru
2 21st line, Vasilyevsky island, Saint Petersburg, 199106, Russian Federation

аспирант кафедры бурения скважин

Список литературы

Статистика

Просмотры

Аннотация - 435

PDF (Russian) - 239

PDF (English) - 93

Ссылки

• Ссылки не определены.