Проблемы межколонных давлений, современные пути их решения и способы предупреждения

ООО «ПКФ «Недра-С» начала свою деятельность с 2000 года. За столь значительный период фирма зарекомендовала себя как надежный, ответственный партнер в сфере сервисных услуг нефтегазодобывающей отрасли.Используемые компанией технологии позволяют решать геологические и технические вопросы при бурении, эксплуатации и ремонте скважин.  Применение собственных инновационных технологий:

1. Геоакустические методы исследования скважин - трехкомпонентный геоакустический каротаж (ТК ГАК), спектральный трехкомпонентный каротаж микровибраций геосреды (СТК МГС)

Решаемые задачи:

• определение наличия и направления заколонных и межколонных перетоков;
• определение источников межколонных давлений
• изучение профиля притока в интервалах перфорации;
• обнаружение мест негерметичности элементов конструкции скважины;
• определение техногенных залежей;
• определение типа потока флюида;
• определение внутрипластовых движений флюидов;
• обнаружение участков интенсивного поглощения, как в открытом стволе, так и за колоннами.

Методы основаны на изучении пространственного и временного распределения амплитудно-частотных характеристик геоакустических сигналов (ГАС), генерируемых микровибрациями геосреды.

Методы фиксируют уровень вибраций геосреды, вызванных как проявлением современной геодинамики, так и процессами флюидогазодинамики.  Микровибрации геосреды возникают при движения пластовой воды, углеводородной жидкости, газа или их смесей через пустоты за обсадными колоннами, через перфорационные отверстия или негерметичные соединения подземного оборудования скважины. Генерация колебаний зависит от следующих факторов: объём флюида, разность давлений по стволу скважины, траектория пути флюида, структурные особенности среды, по которой движется флюид и др.

Эти колебания детектируются и регистрируются высокочувствительной аппаратурой, способной фиксировать акустический отклик геосреды на деформации порядка 10‾8-10¯11м.

Колебания в диапазоне частот 100-10000 Гц проходят через сталь, газ, жидкость и другие среды. Хотя в этих средах и происходит ослабление сигналов, но оно невелико, и при помощи высокочувствительной аппаратуры движение флюидов обнаруживается и при многорядной конфигурации скважин. Любое колебание ослабевает по своей интенсивности с пройденным расстоянием. При увеличении частоты колебаний возрастает их затухание с расстоянием. Низкие частоты подвержены меньшему затуханию.

Проведенные работы по методике измерений ГАС (геоакустические сигналы) показали, что влияние обсадных колонн на показания метода отсутствует. Это было получено из сравнения измерений геоакустических сигналов в открытом стволе скважины и после спуска обсадной колонны.

При измерении геоакустических сигналов в скважине используется трехкомпонентная система ортогонально расположенных датчиков-акселерометров, жестко скрепленных с корпусом скважинного прибора; эта система датчиков регистрирует микровибрации среды в вертикальном и горизонтальных направлениях. На основе модельных лабораторных испытаний и опыта исследования скважин найдено соответствие амплитудных уровней сигналов в регистрируемых диапазонах частот движущемуся потоку флюида (пластовая вода, углеводородная жидкость, газ или их смесь), а также вероятное местоположение этого потока.

К основным преимуществам данных методов над традиционно используемыми геофизическими методами при решении идентичных задач относятся:

- высокая чувствительность аппаратуры;
- дальность исследования более 10 м;
- обнаружение движения флюида за обсадными колоннами при многорядной конструкции скважины;
- обнаружение негерметичностей в обсадных колоннах и перетоков через них при многорядной конструкции скважины;
- направленная регистрация вибрации, что позволяет всесторонне изучить процессы флюидодинамики (в горизонтальном и вертикальном направлении);
- определение интервалов поступления газа, нефти и воды в скважину;
- определение интервалов поступления газа, нефти и воды в скважину через НКТ;
- исследования методом не требует глушения скважины;
- способность работать в агрессивной среде;
- в аппаратуре отсутствуют ионизирующие источники.

2. Ликвидация межколонных давлений

Технология основана на закачке в МКП с устья скважины специальных герметизирующих составов (ВСН, WARP, ЩВПС) с целью ликвидации миграции флюида по микротрещинам и дефектам цементного камня.

1)  Вязкопластичный герметизирующий состав на масляной основе – применяется для ликвидации межколонных перетоков в МКП при условии подъема цемента до устья скважины и наличии приемистости тампонажного состава по межколонному пространству;

2)  WARP или его аналог ВСН – применяется для ликвидации межколонных давлений при условии недоподъема цемента до устья скважины.

Закачка происходит по принципу нагнетания состава в МКП (через межколонный отвод) с его проникновением в микро- и макродефекты цементного камня, что приводит к ликвидации фильтрационных каналов. Выбор и необходимый объем состава определяется по результатам геофизических исследований по определению источников МКД геоакустическими методами и гидродинамических исследований, направленных на определение газожидкостных характеристик МКП.  Гидродинамические исследования включают в себя:

• определение динамики стравливания и набора давления в МКП;
• отбор стравливаемого флюида для дальнейшего лабораторного исследования;
• определение приемистости МКП путем закачки тех. воды.

Для повышения эффективности проводимых работ применяется установка генератора силовых волн (УГСВ-1), которая создает волновое (виброакустическое) воздействие на межколонную среду и, благодаря этому, улучшается проникновение герметизирующего состава в микротрещины, а также  его равномерное распределение в МКП.

Рисунок 2 Технологии ликвидации межколонных давлений с недоподъемом и подъемом цемента до устья и наличии фильтрационных каналов в цементном камне

По окончании работ по закачке специальных герметизирующих составов проводится контрольные исследования геоакустическими методами (ТК ГАК, СТК МГС). Эти исследования позволяют определить глубину проникновения специального состава в МКП, степень изоляции, оценить изменения в поведении источника МКД.

По результатам контрольных исследований выдается окончательное заключение о результатах проведенных работ на скважине и необходимые рекомендации по осуществлению контроля за состоянием межколонного пространства в процессе эксплуатации скважины.

3. Импульсно-волновые методы

Решаемые задачи:

• увеличение дебита и приемистости скважин;
• повышение качества цементирования обсадных колонн.

Наиболее частыми проблемами, возникающими в скважинах нефтяных и газовых месторождений, являются заколонные перетоки.

Основной причиной образования заколонных перетоков является плохое качество крепления (цементирования) обсадных колонн, в результате чего образуется гидродинамическая связь вскрытых бурением флюидонасыщенных пластов со стволом скважины и неконтролируемый гидродинамический процесс в заколонном пространстве, определяющий техническое состояние скважины.

При наличии достаточных перепадов давления между пластами заколонные перетоки приводят к образованию межпластовых перетоков. Образовавшиеся перетоки очень часто проявляются повышенными давлениями в межколонных пространствах (МКП) и несут опасность грифонообразования. Данные проблемы широко распространены на большинстве нефтяных и газовых месторождениях России и мира.

Многие применяемые в отечественной и зарубежной практике буровые тампонажные растворы и технология крепления обсадных колонн не вполне обеспечивают эффективную изоляцию проницаемых пластов от ствола скважины.

Предлагаемая технология импульсно-волновой обработки тампонажных растворов в процессе крепления обсадных колонн позволяет обеспечить надежное разобщение флюидонасыщенных пластов и герметизацию заколонного пространства.

Суть предлагаемого способа обработки тампонажных растворов заключается в том, что источник воздействия включается в процессе крепления обсадной колонны и генерирует мощные импульсы давления, которые вызывают упругую деформацию обсадной колонны, переходящую в ее затухающие колебания. Колебания обсадной колонны создают вибро- акустическое поле в тампонажном растворе.

Техническая реализация этого способа сводится к следующему. К цементировочной головке и к затрубному пространству, посредством гибких буровых рукавов, подключаются генераторы силовых волн (УГСВ-2, УГСВ-3). Производится подсоединение основных узлов для волнового воздействия (Рисунок 3). УГСВ обвязываются с насосной станцией, компрессором, после чего производится закачка цементного раствора в скважину. Запуск в работу установки УГСВ-3 производится после сброса продавочной пробки.

При этом генерируемые продольные импульсы давления, распространяющиеся в рабочем агенте внутри обсадной колонны, передают энергию на стенку колонны, формируя в ней поперечные импульсы колебаний. Потеря энергии импульса в рабочем агенте не происходит в силу его малой ширины (10-6 м = 0,0001 мм) и продолжительности (2,5·10-8 с). Импульсы давления, генерируемые УГСВ-3, следуют с периодом 0,2 с. Дополнительное акустическое давление составляет внутри обсадной трубы в рабочем агенте 10 МПа, в заколонном пространстве в тампонажном растворе 4,5 МПа. На элементы технологической оснастки колонны эти импульсы давления влияния не оказывают в силу их кратковременности и локальности (малой протяженности). Крупные объекты оснастки «прозрачны» для них. Характерные элементы микроструктуры тампонажного раствора имеют размеры одного порядка с импульсами давления, поэтому тампонажный раствор в зоне действия импульса приходит в движение. За период обработки 20 мин, в каждой точке заколонного пространства происходит около 6000 элементарных актов импульсно-волнового воздействия.

Рисунок 3 Схема монтажа УГСВ-3 и УГСВ-2 на устье скважины при импульсно-волновом воздействии на тампонажный раствор в процессе цементирования обсадной колонны

Импульсно-волновое воздействие на тампонажный раствор установкой УГСВ-3 осуществляется на протяжении всего процесса продавливания тампонажной смеси и после получения «СТОП» до начала схватывания.

Дополнительно, после продавки цементного раствора и получения сигнала «СТОП», в затрубном пространстве установкой УГСВ-2 генерируются импульсы давления с периодом ≈ 0,1 с.Дополнительное воздействие через затрубное пространство усиливает действие вибро-акустического поля в интервале 0-1500 м, что позволяет повысить качество крепления в этой зоне.

Возникающие при прохождении импульсов вихревые акустические течения активируют процессы массообмена в тампонажном растворе на микроуровне, что приводит к более однородному распределению дисперсной фазы и жидкости затворения в объеме раствора.

Важным показателем качества цементирования является образование прочного однородного промежуточного слоя на границе металл-раствор, в котором частицы раствора и стенки обсадной трубы химически связаны. Сольватные оболочки частиц цемента при импульсно-волновом воздействии деформируются таким образом, что в зоне контакта с металлом она становится тоньше, что обеспечивает ускорение и увеличивает частоту элементарных актов образования химических связей. Вследствие этого прочность и герметичность контактной зоны цементного камня повышается, снижается риск вертикальных перемещений колонны под действием собственного веса в период эксплуатации скважины.

Предлагаемая технология обработки тампонажных растворов позволяет значительно снизить риск возникновения заколонных, межпластовых и межколонных перетоков за счет более полного вытеснения бурового раствора и промывочной жидкости из околоскважинной зоны повышенной проводимости. Вибрация раствора под действием импульсов давления приводит к разрушению глинистой корки. Кроме того, дополнительное давление вытесняет остатки технологических жидкостей вглубь породы с замещением освободившихся пор, трещин и каверн тампонажным раствором, улучшая кольматацию.

Совокупность описанных процессов приводит к уменьшению сроков схватывания тампонажного раствора, улучшению структуры, прочностных и эксплуатационных характеристик цементного камня, что и приводит в конечном итоге к повышению качества крепления.

Рисунок 4 Схема формирования эффекта импульсно-волновой обработки тампонажного раствора