Дикарев А.А.
МЕРОПРИЯТИЯ ПО ПРЕДУПРЕЖДЕНИЮ И ЛИКВИДАЦИИ ЗАКОЛОННЫХ ПЕРЕТОКОВ НА НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЯХ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ *
Аннотация:
в статье рассматриваются причины возникновения заколонных перетоков на нефтяных месторождениях Западной Сибири, а также их технологические, экономические и экологические последствия. Представлен анализ современных подходов к предупреждению перетоков на стадии строительства скважин, включая усовершенствование технологии цементирования, применение пеноцементов, газогенерирующих добавок и набухающих пакеров. Особое внимание уделено методам ликвидации перетоков в процессе эксплуатации, в том числе использованием специализированных тампонажных растворов, гелеобразующих и безводных композиций, а также механических средств изоляции. Работа подчеркивает необходимость комплексного и индивидуального подхода к обеспечению герметичности скважин на зрелых месторождениях.
Ключевые слова:
заколонные перетоки, цементирование скважин, ремонтно-изоляционные работы, пеноцемент, набухающие пакеры, герметичность обсадной колонны, эмульсионные растворы, межколонное давление, технологии ликвидации перетоков, месторождения Западной Сибири
Заколонные перетоки представляют собой неконтролируемое движение флюидов (воды, газа, нефти) вне обсадной колонны скважины, в затрубном пространстве. По сути, возникает нежелательный гидравлический канал, связывающий различные горизонты — например, водоносный пласт и нефтяной пласт. Такая негерметичность изоляции скважины является острой проблемой для нефтегазовой отрасли. Если не уделять ей должного внимания, последствия заколонных перетоков могут свести на нет достигнутый уровень добычи. Особенно актуальна эта проблема для зрелых нефтяных месторождений Западной Сибири, где высокий уровень обводнённости добываемой продукции и обводнение пластов затрудняют эффективную разработку. Заколонные перетоки называют среди основных причин роста обводнённости нефти и даже «захлёбывания» (затопления) газовых месторождений в России. Компании вынуждены ежегодно тратить большие средства на ликвидацию таких перетоков, однако успех таких работ зачастую не превышает ~40% случаев. Данный обзор рассматривает причины возникновения заколонных перетоков, их последствия для месторождений Западной Сибири, а также современные методы предупреждения и ликвидации этих перетоков.Причины возникновения заколонных перетоков.Главная причина заколонных перетоков – нарушение герметичности цементного кольца и обсадной колонны, из-за чего между пластами появляется сквозной канал. Ниже перечислены основные факторы, приводящие к таким нарушениям:Неудовлетворительное первичное цементирование скважины. Дефекты тампонажных работ приводят к неполному сцеплению цемента с породой или колонной. Например, при бурении может образоваться плотный глинистый фильтрат (корка), который не удалён перед цементацией – это препятствует адгезии цемента к стенкам скважины. Также проблемы возникают при нецентрализованном спуске колонны, неправильном рецепте или твердении цемента, слишком быстром подъёме цементного раствора и т.п. В результате за колонной остаются незаполненные каналы (так называемые цементные «канавки»), через которые впоследствии могут перетекать флюиды.Повреждение цементного камня и колонны в процессе эксплуатации. Даже качественно выполненное цементирование со временем может утратить герметичность. Механические и термические воздействия после ввода скважины в эксплуатацию способны вызвать микротрещины и зазоры. Так, вибрации и удары при спускоподъёмных операциях, прострелочно-взрывные работы (перфорация пластов) ослабляют связь цемента с колонной. Резкие изменения давления и температуры (например, при гидроразрыве пласта, опрессовках колонны, термических обработках) приводят к разному расширению стали обсадной трубы и цемента, который является хрупким материалом. В результате возникают микроканалы (микро-аннулюсы) между колонной и цементом, сквозь которые может проходить газ или вода. Перфорация также напрямую создаёт каналы, нарушая целостность кольцевого барьера.Высокие перепады давления между пластами. Если в разрезе скважины залегают пласты с существенно различным давлением (например, водоносный и нефтяной горизонты), то при неполной изоляции между ними может возникнуть поток из зоны с более высоким давлением в зону с меньшим давлением. Такое межпластовое перетекание зачастую происходит по заколонному пространству при наличии даже небольшого канала. Особенно подвержены этому старые скважины с длительной историей закачки воды: нагнетание под давлением может инициировать скрытый переток за колонной.Коррозия и износ обсадной колонны. Длительная эксплуатация, воздействие агрессивных пластовых вод и газов могут привести к коррозионным повреждениям обсадных труб и муфт. Образующиеся сквозные отверстия или трещины в колонне позволяют флюидам попадать в затрубное пространство. Через такие дефекты возможны заколонные утечки, особенно если цементное кольцо тоже ослаблено.Перечисленные факторы часто комбинируются. В Западной Сибири многие месторождения были введены в разработку несколько десятилетий назад, износ скважинного фонда и несовершенство технологий цементирования тех лет повышают риск заколонных перетоков. Таким образом, причины кроются как в начальных недостатках цементации, так и в последующих эксплуатационных воздействиях, разрушающих изоляцию.Последствия заколонных перетоков.Наличие заколонного перетока отрицательно сказывается на работе скважин и месторождений, приводя к ряду проблем:Рост обводнённости и потери нефти. Когда по заколонному каналу вода из водоносного пласта поступает в нефтеносный пласт или непосредственно в ствол добывающей скважины, происходит обводнение продукции. Доля воды в добываемой жидкости резко возрастает, дебит нефти падает. Повышенная обводнённость заставляет перерабатывать и откачивать большие объёмы воды, снижая эффективность добычи. В конечном счёте извлекаемые запасы нефти уменьшаются.Затопление газовых пластов. Ещё более серьёзным последствием является переток воды в газовые горизонты. Попадание воды через заколонные каналы в газовые пласты («захлёбывание») приводит к резкому снижению газодобычи и может вывести из строя газовые скважины. Осушение таких водных пробоев крайне сложное и дорогостоящее, поэтому зачастую приходится консервативно снижать отбор газа или бурить обходные скважины.Неэффективность заводнения и рост затрат. На месторождениях с системами поддержания давления закачиваемая в пласт вода может уходить в непредусмотренные зоны через заколонные перетоки. Такой «холостой» переток означает, что закачка не достигает целевого пласта, а теряется во внешних каналах. В результате коэффициент нефтеотдачи снижается, а компания несёт значительные операционные расходы на закачку воды, которая не приносит пользы. По сути, происходит бесполезная трата ресурсов на поддержание давления, дополнительно требующая затем трат на ликвидацию перетока.Нарушение режима работы скважин и пластов. Заколонные потоки и межпластовые перетоки искажают предусмотренный проектом режим разработки. Например, вода, прорываясь за колонной, может переливать давление на вышележащие горизонты, вызывая там нежелательную фильтрацию. Это затрудняет контроль за пластовым давлением и может приводить к непредсказуемому поведению соседних скважин (росту обводнённости, падению дебита и т.д.).Повышение аварийности и экологические риски. Перетоки за колонной связаны с проблемами герметичности скважины, что может проявляться в росте давления в затрубном пространстве (sustained casing pressure). При сильном газовом перетоке возможно повышение давления под колонной, создающее аварийную ситуацию. Также заколонные каналы чреваты утечками флюидов в верхние горизонты и грунтовые воды. Например, нефтяной переток может загрязнить пресные водоносные слои, а утечка газа – создать угрозу воспламенения на устье скважины. Таким образом, за колонной могут происходить неконтролируемые перетоки, угрожающие окружающей среде и безопасности работ.Таким образом, заколонные перетоки приводят к снижению добычи, материальным потерям и рискам аварий. На месторождениях Западной Сибири с высокой обводнённостью борьба с перетоками – критически важная задача для поддержания рентабельной добычи нефти и газа.Методы предотвращения заколонных перетоков.Гораздо эффективнее не допускать возникновения заколонных перетоков, чем бороться с ними после появления. Предупреждение перетоков основывается на обеспечении целостности затрубной изоляции на протяжении всего жизненного цикла скважины. К основным мерам профилактики относятся:Улучшение конструкции скважины. Проектирование колонн с учётом предупреждения перетоков включает выбор оптимальной точки установки промежуточных обсадных колонн и башмаков.Важна изоляция потенциально водоносных зон: применяют пролонгированные хвостовики, цементируют их вплоть до покрышек. В некоторых случаях для изоляции интервалов уже на этапе спуска колонны используют внешние уплотнители — например, внешние набухающие пакеры на обсадной колонне, которые разбухают и заполняют затрубное пространство на заданных интервалах, предотвращая циркуляцию между пластами. Такой подход особенно актуален, если известно о наличии рядом водонасыщенных прослоев, которые нужно отделить от продуктивного пласта.Контроль технологических параметров бурения и заканчивания. Во время бурения соблюдается баланс плотности бурового раствора, чтобы избежать потерь или гидроразрыва, способных повредить зону цементации. Не допускается продолжительное открытое состояние продуктивных пластов, которое могло бы привести к обрушению стенок и образованию каверн – это грозит неполноценным цементированием. После цементирования следует выждать достаточное время на твердение цемента до проведения дальнейших операций. При испытании скважины на герметичность (опрессовке) избегают избыточных давлений, превышающих расчетные, чтобы не создать микроаннулюс между колонной и цементом. Современные подходы рекомендуют проводить постепенное нагружение и сброс давления, имитируя рабочие циклы, чтобы убедиться в отсутствии утечек и одновременно "упрочнить" контакт цемента с трубой.Мониторинг состояния затрубного пространства. Профилактика включает регулярный контроль за показателями, которые могут свидетельствовать о начавшихся заколонных перетоках. Например, измерение температуры вдоль скважины (плановые термометрические исследования) – аномальное повышение температуры в затрубье может указывать на переток газа или воды. Также контролируют давление в межколонном пространстве: рост затрубного давления после цементирования служит сигналом возможной негерметичности и требующим вмешательства. Ранняя диагностика позволяет принять меры до того, как перетоки приведут к серьёзным последствиям.Суммируя, предупреждение заколонных перетоков достигается за счёт максимального обеспечения изоляции при сооружении скважины (качественное цементирование, специальные технические решения) и бережного отношения к колонне и цементному камню при эксплуатации. Выполнение этих условий существенно снижает вероятность возникновения перетоков за колонной.Методы ликвидации заколонных перетоков.Если заколонный переток уже возник, необходимо выявить его местоположение и принять меры для его устранения. Ликвидация заколонных перетоков включает комплекс диагностических и технических мероприятий:Диагностика и локализация перетока. Первый шаг – определить, где именно происходит переток и между какими пластами. Применяется комплекс методов геофизического контроля: высокоточная термометрия скважины и спектральный шумовой каротаж являются стандартными средствами обнаружения движущихся флюидов за колонной. Температурные аномалии в стволе могут указать на приток/отток жидкости, а акустический шумовой метод улавливает звуки движения флюида через каналы. Однако традиционные методы не всегда дают однозначный результат – мелкие перетоки создают слабые шумы и тепловые эффекты. Поэтому внедряются и активные методы диагностики: например, метод активной термометрии с созданием искусственного теплового поля. В скважине размещают нагреватель (индукционный или электрический) и по характеру распределения температуры определяют наличие заколонной циркуляции. Этот метод уже прошёл испытания и показал высокую чувствительность, хотя требует учёта влияния конвекции жидкости. Изоляция перетока тампонажными материалами. Классический метод ликвидации – цементный тампонаж проблемного интервала. После того как зона перетока выявлена, в этом месте стараются восстановить кольцевую изоляцию. Скважину часто переводят в ремонт: осуществляют перфорацию обсадной колонны напротив канала перетока (если он в неперфорированном интервале) либо используют существующие перфорации/отверстия. Далее через перфорационные отверстия под давлением нагнетают тампонажный раствор (цементный раствор или специальный состав) в затрубное пространство, стремясь заполнить канал и закрыть течь. Применяются расширяющиеся цементы и цементные смеси с добавками (смолы, микрочастицы), способные проникнуть в узкие трещины и надёжно закупорить их. Цементирование позволяет создать постоянный барьер, однако успех зависит от точности попадания в канал и качества адгезии. Учитывая сложность полного заполнения узких каналов цементом, сейчас всё шире используются полимерные составы для изоляции. Различные гелевые системы, смолы, силикатно-полимерные смеси могут глубоко проникать в трещиноватый цемент и затем твердеть, герметизируя пути протечки. Такие составы часто обладают контролируемым временем застывания и способностью к небольшому расширению, что повышает шансы на успешную ликвидацию перетока. В частности, технологии Water Shutoff (изоляция водопритока) изначально для пластов адаптируются и для заколонных потоков – например, закачка термогелеобразующих систем, полимеров, которые затвердевают в затрубных каналах. Однако статистика показывает, что эффективность подобных работ оставляет желать лучшего – успех обеспечения полной изоляции достигается менее чем в половине случаев, особенно если переток расположен в труднодоступном интервале (вне перфораций). Поэтому продолжаются исследования по улучшению составов и методик их закачки.Механические способы и оборудование. Помимо тампонажа, разрабатываются методы физического перекрытия каналов. Один из подходов – установка внутри скважины специальных пакеров или мостов, изолирующих интервал перетока. Например, существует методика применения набухающих пакеров: в скважину через эксплуатационную колонну заводится устройство, которое раскрывается и при контакте с флюидом разбухает, заполняя затрубное пространство и блокируя движение жидкости. Такой пакер можно установить напротив проблемного интервала (после, к примеру, разбуривания части цемента или перфорации) – он перекроет канал без необходимости закачки раствора. Похожим образом используются мостовые пробки (bridge plugs) совместно с цементом: ниже зоны перетока устанавливается мост, выше нагнетается цемент, формируя барьер. В сложных случаях применяется метод секционного ремонта: участок обсадной колонны с дефектом (например, коррозионным отверстием) вырезается, затем спускается вставная секция колонны меньшего диаметра, обеспечивающая новую изоляцию. Такая операция (section milling & casing patch) весьма трудоёмка, но иногда необходима, если заколонный переток иначе не остановить. Современное оборудование позволяет проводить подобные ремонты даже на больших глубинах.Таким образом, технология ликвидации заколонных перетоков представляет сочетание передовых методов диагностики и целенаправленных ремонтно-изоляционных работ. Современные тенденции включают активное применение новых материалов (гели, смолы, набухающие элементы) и специализированных устройств, что повышает вероятность успешного устранения даже сложных перетоков.Заколонные перетоки на нефтяных месторождениях Западной Сибири остаются сложной проблемой, отрицательно влияющей на эффективность и безопасность добычи. Для успешного противодействия заколонным перетокам необходим комплексный подход.
Номер журнала Вестник науки №6 (87) том 2
Ссылка для цитирования:
Дикарев А.А. МЕРОПРИЯТИЯ ПО ПРЕДУПРЕЖДЕНИЮ И ЛИКВИДАЦИИ ЗАКОЛОННЫХ ПЕРЕТОКОВ НА НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЯХ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ // Вестник науки №6 (87) том 2. С. 2105 - 2114. 2025 г. ISSN 2712-8849 // Электронный ресурс: https://www.вестник-науки.рф/article/24136 (дата обращения: 12.07.2025 г.)
Вестник науки © 2025. 16+