4.2 Типы дефектов технического состояния обсаженных скважин и причины их возникновения

Понятие «техническое состояние обсаженных скважин» имеет при различных обстоятельствах весьма широкое толкование и зависит во многом от конкретных условий, в которых оно применяется.

Применительно к обсаженным нефтегазовым скважинам тех­ническое состояние последних оценивается на основании владения достоверной информацей о следующих факторах:

- состоянии контактов цементного кольца с колонной и породой;

- наличии, местонахождении и размерах дефектов цементи­рования объемно-контактного типа в заколонном пространстве;

- наличии и местонахождении заколонных и межпластовых перетоков;

- наличии и местонахождении участков колонны с коррози­ей ее внутренней поверхности;

- наличии, местонахождении и характере дефектов герме­тичности стенок обсадной колонны;

- состоянии изоляции цементного кольца и заколонного пространства;

- месте и характере прихвата обсадных труб горными по­родами.

В конечном счете главным критерием оценки технического состояния обсаженной скважины является качество изоляции за­колонного пространства и герметичность обсадной колонны на момент проведения геофизических исследований [45]. Некачественная изоляция заколонного пространства свя­зана в основном с наличием в цементном кольце участков мало­прочного цементного камня с повышенной водопроницаемостью и различных структурных дефектов, нарушающих его сплошность: пустот, вертикальных каналов, трещин и микрозазоров на гра­нице цементного кольца с колонной и породой [46]. По своему происхождению дефекты цементного кольца можно разделить на первичные, т.е. образующиеся до начала эксплуатации продуктивных интервалов, и вторичные, которые возникают в процессе длительной эксплуатации скважи­ны.

Образование дефектов первичного типа обусловлено, в основном, влиянием технологии буровых и тампонажных работ, выб­ранными режимами ОЗЦ, опрессовки и перфорации обсадной колонны [47].

Образование дефектов вторичного типа обусловлено, глав­ным образом, режимом эксплуатации продуктивных интервалов, агрессивностью изолированных пластовых вод и добываемого продукта, коррозионной стойкостью цементного камня и обсад­ной колонны [48].

Причиной образования первичных дефектов является, как правило, несовершенство некоторых технологических операций проведения буровых и тампонажных работ, при которых не учи­тываются геологические и гидрогеологические особенности кон­кретного района работ, а именно:

а) ухудшение реологических свойств буровых растворов приводит к интенсивному кавернообразованию в стволе скважины, что существенно влияет на однородность заполняющей заколонное пространство тампонажной смеси, снижая тем самым прочностные характеристики цементного камня, а также вызыва­ет недоподъем уровня цементного раствора до расчетной высоты;

б) проведение тампонажных работ в районах с АВПД и АНПД вызывает либо интенсивные нефтегазопроявления, приводящие к образованию переточных каналов в цементном камне, либо гидроразрыв пластов и значительный недоподъем тампонажной смеси;

в) применение лежалых цементов, а также отсутствие ста­билизирующих и ускоряющих добавок приводит к седиментационной неустойчивости тампонажного раствора и расслоению его на твердую и жидкую фазы на всем интервале заполненного им затрубного пространства;

г) опрессовка и перфорация колонны не в оптимальном режиме при определенных условиях приводят к образованию дефек­тов цементирования контактного типа (микрозазоров) либо вертикальных трещин в цементном кольце, предпосылки проявления которых возникли еще на стадии формирования (твердения) це­ментного камня в период ОЗЦ.

Контактные дефекты на границах цементного кольца с ко­лонной и породой возникают, в основном, за счет усадочных деформаций последнего, причем преобладающее влияние на знак объемной деформации цементного кольца (расширение, либо усад­ка) оказывает влагосодержание окружающей среды. При дефиците влаги, который проявляется, в основном, в интервалах мало­проницаемых, плотных пород и межколонных промежутков, форми­рование цементного камня происходит, в основном, с усадочны­ми деформациями по наружной (с породой) контактной границе, что существенно снижает плотность этого контакта. При избыт­ке влаги (против проницаемых водоносных пластов) цементный камень формируется в более благоприятных условиях, которые способствуют проявлению, в основном, деформаций расширения, которые предотвращают появление контактных дефектов [49].

Под воздействием операции опрессовки и перфорации об­садная колонна расширяется и передает растягивающую деформа­цию на цементное кольцо, имеющее с ним плотный контакт по внутренней поверхности, которое также увеличивает свой диа­метр, а цементное кольцо в интервалах с неплотной внешней опорой на стенку скважины, образовавшейся за счет усадочной деформации по наружной поверхности, в исходное положение уже не возвращается, что приводит к образованию ослабленного контакта цементного кольца непосредственно с самой колонной [50].

Дефекты цементирования вторичного типа образуются в течение периода эксплуатации скважины. Они связаны, в основ­ном, с разрушающим воздействием окружающих пластовых вод на цементный камень в затрубном пространстве скважины. В случае наличия в составе продукта и пластовых вод сероводорода или углекислоты процесс коррозии и разрушения цементного камня существенно ускоряется: значительно снижается механическая прочность, уменьшается объемная плотность и происходит ос­лабление адгезионных связей с поверхностью колонны, приводя­щее к развитию обширных контактных дефектов (микрозазоров), которые являются самым распространенным типом нарушений сплошности цементного камня в затрубном пространстве скважин эксплуатационного фонда [51].

Исследованиями было установлено, что распределение типов дефектов претерпевает существенное изменение во времени, начиная с момента завершения строи­тельства скважины и на протяжении всего периода ее эксплуа­тации. Так со временем доля дефектов контактного типа малой раскрытости уменьшается, а доля дефектов средней и большей раскрытости - увеличивается. Это является следствием проте­кания интенсивных процессов коррозии цементного камня агрес­сивными пластовыми водами.

Дефекты цементирования независимо от времени их образо­вания (первичные или вторичные) в каждый конкретный момент времени по степени их влияния на фактическую изоляцию заколонного пространства могут быть, в свою очередь, подразделе­ны на дефекты активного и пассивного типов:

а) активными являются дефекты, по которым в данный мо­мент происходит движение жидкости между водопроявляющим пластом и соседними горизонтами, либо непосредственно на дневную поверхность;

б) пассивными являются дефекты, по которым движение жидкости не происходит, и по этой причине их можно также ха­рактеризовать как "тупиковые" или "глухие".

Основными условиями движения жидкости по дефекту це­ментного кольца являются наличие на его противоположных кон­цах активных резервуаров (отдающего и принимающего пластов) с перепадом давления между ними и достаточная проницаемость самого дефекта для движущейся по нему жидкости. Одной из задач контроля технического состояния обса­женных скважин является выделение дефектов герметичности колонны и определение их характера и местоположения [52]. Дефекты герметичности колонны, в качестве которых могут выс­тупать муфтовые соединения, трещины, отверстия и т.п., также оказывают существенное влияние на качество изоляции заколонного пространства, и их можно подразделить на дефекты:

а) активного типа (принимающие или отдающие пластовый флюид);

б) пассивного типа (не принимающие и не отдающие плас­товый флюид).

Причинами образования таких дефектов могут быть наруше­ния технологии спуска обсадных труб (недовинчивание муфтовых соединений), смятие и разрыв колонны при расхаживании в слу­чае прихватов, некачественная изоляция ремонтных спецотверс­тий, образование трещин вблизи интервала перфорации при пре­вышении предельной мощности зарядов, а также коррозия стенок колонны при длительной эксплуатации скважин в условиях отбо­ра агрессивных пластовых флюидов.

Дефекты цементирования и технического состояния обсад­ных колонн поисковых, разведочных и эксплуатационных скважин могут быть причиной серьезных нарушений экологического состония геологическрй среды. Это связано, в пер­вую очередь, с тем, что при проходке поисковых и разведочных скважин геологи не обладают достаточной информацией об осо­бенностях геологического разреза, местонахождении в нем опасных интервалов, представленных, в первую очередь, зонами АВПД и АНПД, продуктивными интервалами с аномальными пласто­выми давлениями нефти и газа.

Нефтегазопроявления представляют собой наиболее серьез­ную угрозу геологической среде и являются наиболее частыми явлениями при проходке поисковых и разведочных скважин. Не­достаточная изоляция высоконапорных горизонтов, наличие де­фектов цементирования в виде вертикальных каналов и микроза­зоров на границе цементного камня с колонной приводят к про­рыву нефти и газа в верхние горизонты с последующим выходом их на дневную поверхность вблизи устья скважины или в виде грифонов на некотором удалении от нее.

В законсервированных разведочных скважинах наличие де­фектов цементирования приводит к повышению давления газа в межтрубном пространстве, что грозит с течением времени также серьезными осложнениями для окружающей среды.

Некачественная изоляция продуктивных и водоносных ин­тервалов может приводить к прорыву пластовых вод и значи­тельному обводнению продукции, что может внести серьезные осложнения в оценку объема запасов месторождения и его пос­ледующую эксплуатацию. В случае некачественной изо­ляции непродуктивных водоносных, особенно высоконапорных ин­тервалов, может возникнуть вероятность прорыва пластовых вы­сокоминерализованных вод в пласты пресноводного комплекса с последующими водопроявлениями на дневной поверхности.

На основе анализа причин, влияющих на образование дефектов технического состояния различного типа в обсаженных сква­жинах нефтяных и газовых месторождений было установлено, что наиболее распространенными являются следующие девять типов дефектов, активно влияющих на изоляцию заколонного пространства, а именно: контактный микрозазор на границе цементного кольца с колонной (раскрытостью 0-200 мкм); вертикальный канал в цементном кольце (с углом раскрытия 5-180°); малопрочный цемент (10 кГс/см²); несформировавшийся тампонажный раствор; скользящий контакт це­ментного кольца с породой (для толщины цементного кольца = 1,5-3,0 см); негерметичность колонны в виде отверстия, ще­ли или интервала перфорации; коррозия внутренних и внешних стенок обсадной колонны; заколонное сообщение или переток (с расходом в пределах (= 5-100 м/сут); прихват обсадной ко­лонны или бурильного инструмента в открытом стволе.

Задача контроля технического состояния обсаженных сква­жин методами ГИС заключается в обеспечении точного обнаруже­ния и идентификации перечисленных типов дефектов с последую­щей оценкой их влияния на изоляцию заколонного пространства.

На рисунке 46 приводятся в упрощенной схематичной форме типы локальных и протяженных дефектов, которые наиболее часто встречаются в обсаженных скважинах на всех стадиях их срока службы, начиная от момента строительства и заканчивая ликвидацией, которая наступает по истечении порядка 35-40 лет.

Рисунок 46 – Дефекты техсостояния обсаженной скважины: а) повреждение цементного кольца от перфорации;

б) каналы в цементном кольце; в) контактный зазор: цемент-колонна; г) контактный зазор: цемент-порода;

д) трещина в колонне; е) отверстия от перфорации; ж) недоворот муфты; з) пятно коррозии