Типичные варианты нарушения технического состояния технической и эксплуатационной колонн

Сквозные дефекты колонн:

  • • дефекты типа трещины;
  • • абразивный износ колонн;
  • • дефекты муфтовых соединений;
  • • обрыв колонны;
  • • сквозное корродирование;
  • • перфорация;
  • • основные параметры - геометрические размеры и местоположение дефекта.

Несквозные дефекты колонн:

  • • коррозия наружной стенки колонны;
  • • коррозия внутренней стенки колонны;
  • • абразивный износ колонны;
  • • смятие колонны;
  • • раздутие колонны;
  • • осевые деформации колонны;
  • • основные параметры - геометрические размеры и местоположение дефекта, толщина стенки колонны.

Дефекты заколонного пространства:

  • • отсутствие цемента в затрубье;
  • • неравномерное распределение цемента в заколонном пространстве;
  • • отсутствие сцепления «колонна - цемент - порода»;
  • • трещины и каналы в цементном камне;
  • • основные параметры - геометрические размеры и объём пустот, величина зазоров и раскрытость трещин и их местоположение.

Колонны эксплуатационных и особенно нагнетательных скважин подвергаются мощному механическому и физико-химическому воздействию среды. Неизбежным следствием этого воздействия является коррозия металла.

Коррозия - это разрушение металла вследствие физико-химического воздействия внешней среды, при этом металл изменяет механические и электромагнитные свойства. По механизму коррозионного процесса различают два основных типа коррозии: механическую и электрохимическую.

Под химической коррозией подразумевают взаимодействие металлической поверхности с окружающей средой, не сопровождающееся возникновением электрохимических (электродных) процессов на границе фаз. Механизм химической коррозии сводится к реактивной диффузии атомов или ионов металла сквозь постепенно утолщающуюся пленку продуктов коррозии и встречной диффузии атомов или ионов кислорода. Примером химической коррозии является взаимодействие металла с жидкими неэлектролитами в условиях, когда влага на поверхности металла не конденсируется, а перемещается вдоль поверхности, что и происходит в нефтегазовых скважинах практически наиболее важным видом химической коррозии является взаимодействие металла с кислородом и другими активными средами, в частности, с сероводородом.

Электрохимическая коррозия связана с образованием коррозионной пары: положительного электрода - анода в глубине трещины или коррозионной язвы и катода в неповрежденной части трубы. Обратный ток замыкается по телу трубы. На аноде в области дефекта происходит потеря ионов металла, дефект начинает углубляться и расширяться. По распределению коррозии по трубе различают равномерную и местную коррозию. При равномерном распределении коррозионных разрушений по всей поверхности металла коррозию называют равномерной, но это возможно только при полном отсутствии цементного камня. Если же значительная часть поверхности металла свободна от коррозии и последняя сосредоточена на отдельных участках, то её называют местной. Язвенная, точечная (питтинго- вая), щелевая, контактная, межкристаллическая коррозия - наиболее часто встречающиеся типы местной коррозии. Однако достаточно часто встречается и так называемая «ручейковая» коррозия, напоминающая прорезанные флюидами в теле колонны каналы в местах, свободных от контакта с цементным камнем с внешней стороны. Этот вид дефекта колонны недоступен для поиска акустическими методами, так как находится с наружной стороны колонны. Необходимо отметить, что при корродировании металла колонн происходит не только потеря самого металла, но и изменение физических свойств, прежде всего электромагнитных.

Коррозионные процессы нарушают герметичность колонны, что приводит к заводнению продуктивных пластов, потере воды из нагнетательных скважин, межпластовым перетокам, попаданию нефти и высокоминерализованных вод в пресноводные горизонты и другим нежелательным явлениям. Однако наиболее опасными видами повреждений являются смятие, смещение и слом колонны, приводящий скважину в полностью негодное состояние. Данные процессы возникают при воздействии на колонну напряжений со стороны породы, превышающих запас прочности обсадных труб. Аварии этого типа отмечаются не повсеместно, а в основном лишь в тех районах и в тех интервалах разреза, где присутствуют высокопластичные породы. В твердых породах горное давление, то есть давление в породах, не передается в скважину, а в высокопластичных, текучих породах, в особенности в солевых отложениях, в некоторых типах глин, горное давление воздействует на наружную стенку цементного кольца, а при его разрушении - на стенку скважины. Поскольку пластичность солей и глин неидеальна, эти породы способны передавать не только всестороннее, но и направленное давление, возникающее при тектонических подвижках. Неравномерная по окружности нагрузка чаще всего и служит непосредственной причиной смятия и разрушения колонны.

Кроме тектонических явлений, причинами неравномерной нагрузки могут быть дефекты цементного кольца: неполное заполнение заколонного пространства цементным камнем или разрушение цементного камня фильтрационными потоками как до, так и после схватывания тампонажного раствора. Со стороны уцелевшего цементного камня избыточное давление в пласте пластичных пород ослабляется и выравнивается по длине колонны сопротивлением цемента, а на локальных участках при отсутствии цемента давление полностью передается на стенку колонны; давление на колонну становится несимметричным. Неравномерная нагрузка на колонну может возникнуть при отсутствии центрирования обсадной трубы в скважине, а цемент заполняет только противоположную часть скважины, когда труба прижимается к одной стенке, а цемент заполняет только противоположную часть скважины, не затекая в узкую щель между стенкой и колонной. По некоторым оценкам, хорошее цементное кольцо увеличивает устойчивость скважины примерно на 30 %. Если обсадная колонна не отцентрирована в скважине, то цементный раствор не вытесняет буровой по всей площади кольца, а оставляет застойные зоны бурового раствора.

Исходя из практики строительства скважин, наиболее вероятный механизм разрушения колонн происходит следующим образом. Вначале происходит нарушение герметичности колонны нагнетательной скважины в теле трубы или в резьбовом соединении. Через это нарушение за колонну нагнетается большой объем воды. От воды глины набухают, переходят в текучее состояние. Давление в глинистом пласте растет, и когда оно превосходит горное давление, происходит гидроразрыв пласта и в нем образуются трещины горизонтальной ориентации. По мере поступления воды трещины растут, горные породы начинают подниматься вверх вместе с кондуктором. Колонны зафиксированы вверху на устье и закреплены внизу цементом, поэтому они начинают растягиваться и рваться. И так разрушаются не только нагнетательные, но и соседние добывающие скважины, иногда все скважины куста и даже добывающие скважины в соседних кустах, отстоящие на 500-600м от данной нагнетательной скважины. Однако наиболее часто страдают нагнетательные скважины.

Таким образом, очевидна необходимость систематического контроля технического состояния колонн. Наилучшим решением является организация мониторинга скважин комплексом геофизических методов, контролирующим процесс коррозии, позволяющим не только выявить участки негерметичности колонны, но и своевременно предсказать возможность разгерметизации, выявить участки уменьшения толщины стенок за счет коррозии, где в будущем может образоваться смятие и разрыв колонны. Своевременное обнаружение негерметичности позволит организовать и правильно спланировать ремонт колонны, который уменьшит потери при добыче продукта и закачке воды в нагнетательную скважину, предотвратит набухание глинистых пластов, грозящее разрывом колонны. Наконец, возможен прогнозный расчет устойчивости колонны с оценкой срока дальнейшей безаварийной эксплуатации.

Для успешного решения этих задач комплекс геофизических исследований должен включать методы достоверного и детального изучения как площадной коррозии, ослабляющей сопротивление смятию колонны, так и локальных коррозионных проявлений: питтинговых язв, сквозных отверстий и щелей. Для изучения площадной коррозии, а также механического истирания колонны буровыми трубами и НКТ в процессе спуско-подъемных операций представляется достаточной детальность порядка 0,1 хО, 1 м при точности определения толщины около 0,5 мм. Минимальные размеры сквозных отверстий и щелей, существенно нарушающих герметичность колонны, оценить трудно. Расход жидкости, протекающей через отверстие, зависит не только от размеров дефекта, но и от перепада давления, который может варьироваться в широких пределах. Опасность дефектов увеличивается в интервалах с нарушениями цементного кольца, против глин, способных набухать и становиться текучими, и против водоносных горизонтов.

Для цементирования нефтегазовых скважин применяют различные тампонажные материалы, которые при затворении водой образуют суспензии, способные затем превращаться в твердый непроницаемый камень. Введение в цементный раствор любых инертных добавок (шлака, пемзы, глины, опилок и др.) существенно снижает прочность цементного кольца, увеличивает его проницаемость и создает благоприятные условия для межпластовых перетоков жидкости и газа. Формирование цементного камня сопровождается выделением тепла и перехода цементной смеси из жидкой фазы в твердую, образующую жесткую механическую связь (сцепление) с поверхностью колонны и стенками скважины. Максимальное тепловыделение наблюдается в процессе схватывания цемента. На этапе твердения температура снижается, приближаясь к геотермической. Срок схватывания и скорость твердения цементного камня в затрубном пространстве скважины зависят от состава и плотности цементных растворов, термобарических условий, фильтрационно-емкостных свойств горных пород и других геолого-технических условий. Поэтому оптимальные сроки контроля качества цементирования обсадных колонн для конкретных цементных растворов определяют экспериментальным путём в заданных геолого-технических условиях. В результате различных факторов технико-технологического и геологического характера в процессе цементирования затрубного пространства и при дальнейшей эксплуатации скважины в цементном кольце могут формироваться следующие основные дефекты:

  • • вертикальные каналы и трещины;
  • • кольцевые микрозазоры на границах с обсадной колонной и горными породами;
  • • разрывы сплошности;
  • • низкая прочность и высокая проницаемость цементного камня.

Дефекты цементного кольца можно разделить по своему происхождению на первичные, т. е. образующиеся до начала эксплуатации продуктивных интервалов, и вторичные, которые возникают в процессе длительной эксплуатации скважины.

Первоначальные дефекты цементирования могут возникнуть в результате:

  • • неполного вытеснения объема бурового раствора (как правило, это происходит в глубоких кавернах и при быстром прода- вливании тампонажного раствора в затрубье);
  • • несинхронной работы цементировочных агрегатов и неодинаковой плотности цементного раствора, подаваемого в скважину;
  • • чрезмерной отдачи воды в сильно проницаемые пласты, усадки цемента;
  • • снижения гидростатического давления внутри обсадной колонны в процессе формирования цементного камня и притока газа или жидкости из высоконапорных пластов в затрубное пространство.

Прочностные характеристики цементного камня и условия его механического контакта с колонной и стенками скважины могут изменяться в процессе эксплуатации скважины вследствие воздействия гидродинамических и химических (осолонение) процессов, протекающих в системе «скважина - пласт», возрастания перепадов давления между проницаемыми пластами при отборе продукции, закачки в пласты воды, а также в результате механического воздействия на колонну при перфорации, работе штанговых насосов.

В нефтяных эксплуатационных скважинах образование дефектов происходит в основном в интервалах, прилегающих к водонасыщенным участкам пластов за счет коррозионных явлений. В нагнетательных скважинах образование дефектов ускоряется эрозионным воздействием потока закачиваемых вод.

По характеру и размерам дефекты крепления скважин, влияющие на состояние герметичности цементного кольца, бывают:

1) контактными (кольцевые микрозазоры между цементным кольцом, поверхностью колонны и стенками скважины).

Для зазоров характерен контакт цементного кольца с поверхностью колонны или стенкой скважины через тонкий слой инородных материалов (глинистая корка, жидкость, мазут, краска) с пренебрежительно малым изменением плотности цементного кольца. Следует учитывать, что жесткий контакт в практике цементирования скважин в чистом виде маловероятен, так как формирование контакта происходит между неидеально гладкими поверхностями цемента и стенки колонны. Так, например, шероховатость наружных стенок обсадных труб составляет от 50 до 300 мкм и зависит от технологии изготовления и микроструктуры применяемого металла. При этом с увеличением диаметра трубы шероховатость растет.

Кольцевой микрозазор на границе цементного камня со стенкой обсадной колонны является одним из наиболее распространенных дефектов цементирования. Однако понятие «зазор» в этом случае надо понимать условно, так как действительного зазора в общепринятом понимании, как правило, не образуется, а существует некоторое нарушение контакта между поверхностями с достаточно большими неоднородностями (шероховатостями), при котором раскрытость нарушения в некоторых случаях может быть даже меньше шероховатости.

Зазоры считаются переточными, если они простираются на большие расстояния (более 10-20 м) по стволу скважины и отмечаются в интервалах коллекторов. Зазоры относятся к случаю пониженной герметичности, а в газовых скважинах - к низкой;

2) объемные (сообщающиеся между собой вертикальные каналы и трещины в цементном камне, разрывы сплошности цементного кольца.

Каналы простираются либо в горизонтальном направлении от поверхности колонны до стенки скважины, либо вертикально (угол раскрытия более 400) и примыкающие только к поверхности колонны, либо только к стенке скважины. Вследствие ограниченной толщины цементного кольца любые каналы можно считать переточными (низкая герметичность цементного кольца).

Разрывы сплошности цементного кольца относят к нарушению герметичности в том случае, если они близко расположены к высоконапорным горизонтам. Разрывы ассоциируются с полным отсутствием цементного кольца, а следовательно, и герметичности.

Исследование технического состояния скважины выполняется периодически в течение всего времени эксплуатации скважины. Первоначальные исследования проводятся непосредственно после выхода скважины из бурения, крепления ее обсадной колонной и цемента- жа. Они служат для установления дефектов строительства скважины (некачественное™ цементажа и негерметичности колонны), а также в качестве фоновых измерений для изучения динамики образования дефектов по методике временных исследований. Эти исследования выполняются комплексом цементометрии (акустической и гамма-це- ментометрии) для выявления дефектов в цементном кольце и гам- ма-толщинометрии для выявления дефектов в обсадной колонне.

В процессе эксплуатации крепь ствола скважины (обсадная колонна и кольцо цементного камня) подвергаются различным воздействиям, в результате которых нарушается герметичность колонны и заколонного пространства.

Вывод

Основными задачами ГИС-контроля в обсаженных скважинах традиционно считают контроль процесса вытеснения углеводородов водой (с выходом на количественное определение текущего насыщения пластов), а также контроль параметров состава, профиля притока и технического состояния ствола скважины. Основные задачи ГИС-контроля в обсаженных скважинах разделяют на группы.

I. Технические задачи (обусловлены текущей конструкцией скважины).

II. Технологические задачи (обусловлены условиями измерений).

III. Геолого-промысловые задачи (обусловлены работой продуктивного пласта).

Типичные варианты нарушения технического состояния технической и эксплуатационной колонн: сквозные дефекты колонн, несквозные дефекты колонн, дефекты заколонного пространства. Колонны эксплуатационных и особенно нагнетательных скважин подвергаются мощному механическому и физико-химическому воздействию среды. Неизбежным следствием этого воздействия является коррозия металла. Коррозионные процессы нарушают герметичность колонны, что приводит к заводнению продуктивных пластов, потере воды из нагнетательных скважин, межпластовым перетокам, попаданию нефти и высокоминерализованных вод в пресноводные горизонты и другим нежелательным явлениям. Однако наиболее опасными видами повреждений являются смятие, смещение и, наконец, слом колонны, приводящий скважину в полностью негодное состояние. Данные процессы возникают при воздействии на колонну напряжений со стороны породы, превышающих запас прочности обсадных труб. Своевременное обнаружение негерметичности позволит организовать и правильно спланировать ремонт колонны, который уменьшит потери при добыче продукта и закачке воды в нагнетательную скважину, предотвратит набухание глинистых пластов, грозящее разрывом колонны. В результате различных факторов технико-технологического и геологического характера в процессе цементирования затрубного пространства и при дальнейшей эксплуатации скважины в цементном кольце могут формироваться следующие основные дефекты:

  • • вертикальные каналы и трещины;
  • • кольцевые микрозазоры на границах с обсадной колонной и горными породами;
  • • разрывы сплошности;
  • • низкая прочность и высокая проницаемость цементного камня.

В процессе эксплуатации крепь ствола скважины (обсадная колонна и кольцо цементного камня) подвергаются различным воздействиям, в результате которых нарушается герметичность колонны и заколонного пространства.

Контрольные вопросы

  • 1. Основные задачи ГИС-контроля в обсаженных скважинах?
  • 2. Чем обусловлены технические задачи?
  • 3. Чем обусловлены технологические задачи?
  • 4. Чем обусловлены геолого-промысловые задачи?
  • 5. Какие методы проводят для уточнения границ нефте- и газонасыщенных толщин?
  • 6. Какие методы проводят для определения работающих эффективных толщин?
  • 7. Какие методы проводят для определения профиля притока (приемистости)?
  • 8. Какие методы проводят для оценки текущей нефтегазонасы- щенности?
  • 9. Какие методы проводят для контроля за расформированием зоны проникновения и динамикой обводнения пластов (отдельно пластовыми и закачиваемыми водами)?
  • 10. Какие методы проводят для контроля за характером вытеснения?
  • 11. Какие методы проводят для определения источников обводнения пластов (с учетом влияния межпластовых перетоков)?
  • 12. Какие методы проводят для уточнения ФЕС пластов?
  • 13. Какие методы проводят для оценки технического состояния скважин?
 
Посмотреть оригинал
< Пред   СОДЕРЖАНИЕ   ОРИГИНАЛ   След >