Воздействия на геологическую среду

Экзогенные геологические процессы (карст, оползни, суффозия и др.) при строительстве скважин могут быть активизированы за счет воздействия меха­низмов, поэтому необходимо проводить специальные исследования. Они на­правлены на выяснение масштабов и характера протекания этих процессов, оценку степени пораженное™ территории, динамики развития ЭГП и др. Чаше всего исследования привязываются к конкретным площадям или естественным выделам, подверженным техногенному влиянию производственно-антропогенных комплексов. Оценка степени влияния бурения скважины на ГС для ЭГП производится на основании специальных инженерно-геологических и гидро­геологических изысканий в зависимости от возникающих проблем и геологи­ческих условий проходки скважин. Такие оценки производятся, как правило, по отношению к фоновым параметрам.

Техногенное воздействие на ГС достаточно хорошо идентифицировано, его оценка сводится к установлению категорий опасности по степени развития ЭГП. При строительстве скважин эффект воздействия имеет кратковременный характер в зависимости от устойчивости территории, однако последствия таких воздействий могут проявиться на эксплуатационной стадии.

Степень значимости техногенных предпосылок развития и активизации опасных ЭГП оценивается в сфере воздействия каждой скважины. С этой целью в зоне предполагаемого влияния организуется система локального мони­торинга для контроля и оценки состояния грунтов (в том числе и насыпных), почв, поверхностных и подземных вод. При этом учитываются литолого-минералогические, геохимические, фильтрационные условия (строение) зоны аэрации и пород четвертичного возраста; строение водоносного комплекса чет­вертичных отложений по разрезу; региональные геодинамические условия; взаимосвязь подземных и поверхностных вод; фильтрационные неоднородно­сти водоносных комплексов, их оснований и покрышек для артезианских вод; геохимические условия водоносных комплексов.

На основании полученных данных делают вывод о возможном влиянии динамических нагрузок при строительстве скважины на основания, оценивают возможность развития нежелательных инженерно-геологических процессов, степень защищенности подземных вод от загрязнений, возможные пути миг­рации загрязнителей от буровой установки и вспомогательных сооружений, возможные процессы подтопления и криогенные явления, степень агрессив­ности подземных вод и влияние на НКТ и сооружения, фундаменты и др. За­тем составляют типовые или индивидуальные проекты мероприятий для ин­женерной защиты сооружений при строительстве скважины.

В данном случае широко применяют принцип, базирующийся на инженер­но-геологических оценках состояния грунтов. В значительной мере особые свойства грунта предопределяются относительным содержанием влаги, особенно в пылевато-глинистых, органогенных и дисперсных грунтах. Степенью влажности грунтов определяются такие важные свойства, как водонасыщенность, консистенция, просадочность и др., которые формируют особые струк­турно-неустойчивые грунты. Эти категории грунтов при определенных воз­действиях резко изменяют свою природную структуру, что приводит к развитию нежелательных ЭГП. К таким грунтам относят:

- лессовидые, структура которых нарушается при замачивании и под нагрузкой;

- мерзлые и вечномерзлые, структура которых нарушается при оттаивании;

- рыхлые пески, уплотняющиеся при динамических воздействиях;

- илы и чувствительные глины, деформационные и прочностные свойства которых резко изменяются при нарушении их структуры;

- набухающие грунты, которые при увлажнении способны существенно увеличиться в объеме даже при значительных статических нагрузках;

- торфы и заторфованные грунты, обладающие большой сжимаемостью и малой прочностью;

- скальные и полускальные, обладающие высокой прочностью и малой деформативностью.

Для оценки особых категорий грунтов чаще всего используется ряд показателей, позволяющих отнести территорию горного отвода к одной из категорий.

Так, для оценки развития просадочности толщи лессовых пород (H_s/) и возможной просадки толщи от собственного веса (S_sl) применяется классифика­ция В.П. Ананьева (табл. 5.43).

Таблица 5.43 - Оценка просадочности толщи лессовых пород ОЦЕНКА (по В. П. Ананьеву)

По степени набухаемости грунты подразделяются в соответствии с ГОСТ 25.00-82 (табл. 5.44).

Таблица 5.44 - Классификация грунтов по степени набухаемости

По уязвимости к подтоплению, оползневым процессам (плоскостной смыв, эрозия и др.), а также коррозионной активности оценка производится, как показано в табл. 5.45.

Кроме того, существуют оценки активизации тектонических разломов как отношение их суммарной длины к площади горного отвода или тектонической структуры, различные геолого-структурные и другие критерии, характеризующие залежь как геоструктурный элемент [64 и др.].

Таблица 5.45 - Оценка уязвимости геологической среды

В случае расположения месторождений в районах развития криолитозоны производятся дополнительные оценки интенсивности таких специфических процессов, как:

- термоэрозия (образование активных овражных форм при механическом и тепловом воздействии водных потоков);

- термокарст (просадка земной поверхности вследствие нарушения теплообмена грунтов с атмосферой, являющаяся следствием деградации мерзлоты);

- солифлюкция (течения и сплывы увлажненных грунтов в результате их промерзания, протаивания и действия силы тяжести);

- пучение (образование положительных форм рельефа при изменении характеристик сезонно протаивающих грунтов вследствие деградации мерзлоты);

- дефляция (развевание легких грунтов из-за нарушения их связанной поверхности.

Как правило, большинство нежелательных инженерно-геологических явле­ний связано с деятельностью подземных вод, которые характеризуются следующими общими закономерностями их образования и распространения.

Надмерзлотные (грунтовые) водоносные горизонты имеют повсеместное распространение, не выдержаны по мощности и фильтрационным свойствам и гидравлически связаны с водами таликов. Продолжительность их существования - от одного сезона до нескольких лет, что связано с короткопериодными циклами потепления.

Межмерзлотные воды связаны с наличием двухслойного криогенного водоупора или со сложным мерзлотно-гидрогеологическим строением на пере­углубленных участках долин рек. Чаще это напорные воды, фиксируемые ано­малиями по гидрохимическому составу.

Подмерзлотные водоносные горизонты представлены пластовыми выдержанными по простиранию водами юрских и триасовых терригенных отложе­ний, однородны по фильтрационным свойствам и гидрохимическим показате­лям. В зонах тектонических нарушений возможны гидродинамическая и гидрохимическая инверсии и гидравлическая связь с межмерзлотными гори­зонтами.

Таликовые зоны в виде сквозных и несквозных таликов различного генезиса имеют распространение преимущественно на участках древних и современных озер и стариц, а также русел действующих водотоков.

Из мерзлотно-гидрогеологических процессов преобладают термокарст и солифлюкция. Они имеют наибольшее развитие в отложениях среднего и верх­него плейстоцена, осложненных флювиогляциальными процессами.

С экологической точки зрения техногенное влияние сопровождается нарушением геоботанических, мерзлотных, гидрогеологических и инженерно-гео­логических условий, сложившихся в естественной обстановке. Повреждение или удаление надпочвенных покровов приводит к увеличению глубины сезон­ного протаивания пород, вытаиванию жильных льдов и образованию поверх­ностных вод в пониженных формах рельефа. При рытье котлованов, траншей, возведении насыпей нарушается естественный поверхностный сток и созда­ются предпосылки для развития процессов термокарста, солифлюкции, эрози­онного смыва.

В целом олигоценовые и плейстоценовые отложения, находящиеся в мерз­лом состоянии, могут быть достаточно устойчивыми, слабоустойчивыми и неустойчивыми к техногенным изменениям на поверхности.

Под устойчивостью ГС понимается способность поддержания параметров ее естественной структуры в диапазонах, в которых ГС может считаться одной и той же классификационной единицей, т.е. не испытывает тенденций к переходу в другие категории согласно принятым схемам классификаций мерзлых пород.

Геологическая среда считается неустойчивой, если она сформировалась в термодинамической обстановке, не соответствующей современным физико-географическим условиям. Чем больше мощность многолетнемерзлых пород (ММП), тем более они устойчивы к техногенным воздействиям. Интегральными показателями оценки устойчивости геологической среды к техногенным воздействиям являются состав пород, включая криогенную структуру, связи между частицами в глинистых и суглинистых породах и проницаемость в пес­чаных и супесчаных породах, а также температура на подошве слоя постоян­ных годовых температур.

Если показатель температуры (Г,) составляет от 0 до 1,8 °С, то состояние грунтов считается крайне неустойчивым. В этом диапазоне наблюдаются наибольшие изменения в структуре ММП, характеризующиеся значительными фазовыми превращениями (протаивание/промерзание), изменения количества льда и незамерзающей воды, качественного состава насыщающих вод.

Второй предел (Т₂) для пород различного механического состава характеризует состояние пород, ниже которого количество незамерзающей влаги оста­ется практически постоянно равным количеству прочно связанной воды.

Ниже температур Т₂ структурных изменений практически не происходит, что является предпосылкой постоянства свойств, или устойчивости.

Промежуточное положение в переходной области от Г, до Т_г характеризу­ется незначительными фазовыми превращениями воды, оно называется относительно устойчивым, а сама структура ММП - переходной.

По данным [57], в зависимости от состава пород пределы неустойчивости критическое состояние структуры ММП) характеризуются следующими температурами Т:

Состав Пески Супеси Суглинки Глины

Температура, °С -1,2 -2,7 4,0 5,0

Наиболее чувствительны к любым климатическим изменениям при снятии растительного и почвенного покрова песчаные голоценовые отложения. Мощность сезонно талого слоя за 1 летний сезон увеличивается на 0,25-0,3 м. Это увеличение сопровождается осадкой грунта и последующим уплотнением на 0,1-0,15 м. Особенно резкие изменения температур пород (песков и супесей) происходят на участках карьеров. За 10-12 лет их эксплуатации температура грунтов увеличивается на 2-2,5 °С с образованием таликовых зон, по которым происходит инфильтрация атмосферных осадков.

Таким образом, недопустимо превращать отработанные карьеры в места несанкционированных свалок. Опытными данными установлено, что масштабы нефтезагрязнения, причиной которого являются технологические процес­сы, связанные с проходкой скважин, имеют преимущественно локальный ха­рактер и не распространяются более чем на 100-150 м от буровых площадок. Наибольшее количество нефтепродуктов концентрируется в деятельном слое до 20 см, поэтому крайне важным является как можно меньшее механическое воздействие на почвенный и грунтовый покровы в этой зоне.

Величина сезонного протаивания/промерзания колеблется в широких пределах. Глубина сезонного протаивания на вечномерзлых породах не превыша­ет 0,5-0,6 м, а на таликах достигает 4,5 м. Глубина сезонного оттаивания варь­ирует от 0,4 до 0,8-0,9 м и составляет в среднем 0,5 м. Наибольшая глубина оттаивания наблюдается в августе.

Технологические аспекты воздействия на ГС при бурении скважин. Согласно Регламенту РД 153-39-00-96 в процессе бурения и эксплуатации сква­жин с точки зрения оценки воздействия на геологическую среду основное вни­мание уделяется созданию надежных конструкций. Они должны обеспечивать предотвращение:

- заколонных и межколонных перетоков жидкостей, минерализованных вод, нефти, газа в атмосферу и на поверхность земли, в горизонты, залегающие над эксплуатационными объектами;

- аварийного фонтанирования;

- образования грифонов;

- возникновения зон растепления и просадки устьев скважин;

- деформации, смятия и срезания колонн и др.

Особое внимание при строительстве скважин должно уделяться охране водоносных горизонтов пресных, минерализованных и промышленных вод.

Процессы загрязнения с поверхности обусловлены фильтрацией бурового раствора в породы и подземные воды геологического разреза. Как правило, эти процессы при бурении не распространяются на значительные расстояния. В самую верхнюю часть до глубины 20-30 м проникновение фильтрата бурового раствора исключено спуском шахтного направления и его цементирова­нием. В водоносные горизонты до глубин 100-150 м фильтрат бурового ра­створа проникает на расстояние 1,5-2,0 м от стенок скважины вследствие кратковременности бурения данного интервала и его изоляции кондуктором с затрубной цементацией.

Экспериментальными исследованиями [69] доказано, что в низкопроницаемых отложениях перми, развитых над соленосной кунгурской толщей, фильт­рат бурового раствора проникает не более чем на 0,5 м. Это обеспечивается за счет изоляции стенок скважины глинистым раствором, кратковременного бурения данного интервала, после чего он изолируется технической колонной с цементацией затрубного пространства. Проникновения фильтрата бурового ра­створа в кунгурские отложения практически не наблюдается, поскольку они слабопроницаемы.

Разбуривание подсолевых продуктивных карбонатных отложений сопровождается проникновением в них фильтрата на расстояние 1,0-1,5 м от стенок скважины. Однако в процессе извлечения нефти из продуктивных пластов по­павший в них фильтрат бурового раствора извлекается полностью.

К негативным экологическим последствиям могут привести проявления напорных высокоминерализованных вод из соленосных отложений при бурении скважин. Эти воды, как правило, сбрасываются в амбар или металличес­кие емкости с обязательной закачкой в интервал, из которого они поступили, при углублении скважины. К таким интервалам предъявляется повышенное требование при установке технической колонны и цементировании затрубного пространства.

Из существующих геофизических методов исследования технического состояния скважин для оценки герметичности заколонного пространства в на­стоящее время наиболее эффективно может быть использован метод высоко­чувствительной термометрии в комплексе с АКЦ или СГДТ. Инструментально наличие притока определяется путем вызова циркуляции жидкости между двумя спецотверстиями с помощью пакера. Исследование герметичности эксплуата­ционной колонны производится опрессовкой пакером с применением расходометрии и термометрии.

Одной из распространенных причин потери герметичности обсадных ко­лонн скважин является электрохимическая коррозия наружной поверхности труб. С целью оценки допустимого уменьшения толщины стенок труб и определения параметров электрохимзащиты периодически проводят замеры паде­ния напряжения вдоль колонны. Работы по устранению дефектов обсадных труб включают изоляцию дефектов и повторную герметизацию их соедини­тельных узлов.

При обработке призабойной зоны пласта и применении технологии воздействия на пласт необходимо провести специальные исследования для обоснова­ния рабочих реагентов и оценки их взаимодействия с породами, пластовыми жидкостями, с металлом труб и оборудования при различных температурах и давлении. Особое внимание должно быть уделено возможному перетоку зака­чиваемого реагента через литологические окна или по заколонному простран­ству, утилизации попутных вод, образованию техногенных сероводородных вод при закачке пресных поверхностных вод с высоким содержанием кислорода.

При строительстве и эксплуатации скважин экологическую опасность представляет грифонообразование (выход газа, нефти, пластовой воды из-под зем­ли), причиной которого являются вертикальные перетоки флюидов из залежи в непродуктивные отложения через ствол скважины.

В ходе эксплуатации скважин вертикальные перетоки пластовых флюидов возможны при нарушении герметичности обсадных колонн и цементного камня за колоннами. Причинами повышения межколонных давлений являются: негерметичность резьбовых соединений обсадных труб и колонных головок, потеря эластичности сальниковых уплотнений и герметизирующих материа­лов вследствие их старения, технические и технологические погрешности при заключительных работах по обвязке скважин, низкое качество цементирова­ния и недоподъем цемента в заколонном пространстве до устья или в части ствола скважин.

Проблема ликвидации межпластовых перетоков и межколонных давлений стоит чрезвычайно остро практически на всех месторождениях.

Перетоки газа, воды, нефти или конденсата из пласта в пласт и подъем флю­ида на дневную поверхность через затрубное пространство после строитель­ства скважин - довольно частое явление. Межколонные давления зафиксиро­ваны во многих эксплуатационных скважинах. Их связывают с геометрией скважин. Анализ скважин на межколонное давление в нефтегазодобывающих управлениях показывает, что в 30% случаев газ проходит в затрубное пространство с различной интенсивностью через резьбы. Большинство пропусков газа расположено в интервале 0-300 м, т.е. там, где отсутствует цементное кольцо или оно низкого качества. Также было установлено, что пропуски газа через резьбовые соединения труб зависят не столько от угла наклона, сколько от ин­тенсивности набора кривизны. Попытка увеличить крутящий момент свинчи­вания труб диаметром 168 мм от 6,5 до 12 кН/м не привела к желаемым резуль­татам. Объясняется это тем, что дополнительное усилие на резьбу нарушает заводскую уплотнительную смазку УС-1. Однако в скважинах после довинчи­вания в интервалах 100-180 м пропуски газа сразу же прекратились. Положи­тельные результаты при спуске обсадных труб с высокими усилиями завинчи­вания резьбы (до 13 кН/м) получены во многих буровых организациях. В некоторых скважинах ликвидировать переток удавалось при замене труб. В большинстве скважин для ликвидации негерметичности резьбовых соеди­нений приходится по 5-8 раз проводить операции по цементированию под дав­лением [24].

Межколонные проявления нередко начинаются сразу же после пуска скважины в эксплуатацию. Нужно отметить, что в некоторых скважинах темпера­тура нефти в устье составляет 70 °С. Поэтому температурные изменения до­полнительно деформируют обсадную колонну. Много неприятностей приносят межколонные проявления и межпластовые перетоки с давлением 3 МПа и выше. В этом случае в затрубном пространстве устанавливают обратный клапан, ко­торый снижает давление в коллекторе до 0,5-1 МПа. В зимний период он про­мерзает и перестает работать.

Существует много точек зрения на причины таких проявлений. Однако авторы едины в том, что непременное условие качественной проводки крепле­ния ствола скважины - создание герметичных соединений обсадных труб и высококачественного цементного кольца. В настоящее время в России выпус­кают трубы нефтяного сортамента с трапецеидальной резьбой "Бартресс". Тре­угольный профиль резьбы непрочный, легко деформируется при растяжении и пропускает газ при малых давлениях - 3 МПа. Применение уплотняющих смазок (например, УС-1, графитовых), фторопластовых материалов и нанесение мягкого металла оказались малоэффективными в глубоких скважинах. Поэто­му почти все конструкции отечественных резьбовых соединений нуждаются в предварительной опрессовке.

К числу требований, предъявляемых к цементному камню, следует отнести способность тампонажного раствора при твердении создавать непроницаемые контакты между стенками скважины и тампонажным камнем. Практика показывает, что цементирование скважин раствором из чистого портландцемента имеет ряд отрицательных моментов. Вследствие недостаточной седиментационной устойчивости раствора камень имеет низкие деформативные и адгези­онные свойства, высокую проницаемость и недолговечность. Прочностные свойства камня резко снижаются при температуре 80 °С вследствие перекрис­таллизации гидратов и образования свободной извести. При введении песка (до 40 %), а также аэросила (0,03-0,05 %), глинопорошка или бентонитовой глины (3 %) значительно увеличиваются срок службы цементного камня и повыша­ются его прочностные свойства по отношению к агрессивным средам (солевой коррозии). Газопроницаемость такого камня на порядок ниже, чем образцов из стандартного портландцемента.

Из всех существующих методов поддержания пластового давления и увеличения приемистости скважин наиболее широко используется закачка пресных (или минерализованных) вод с применением специальных реагентов (щелочи, ПАВ, полимеры). При разгерметизации затрубного пространства нагнетатель­ных скважин эти реагенты могут попадать в подземные воды, а при авариях на водоводах и при разливах на дозаторных установках - в почвы и поверхностные водотоки. В первую очередь необходимо отметить низкий уровень контроля за объемами подаваемой воды. Ее расход измеряется расходомером на контрольно-насосной станции с кратковременной остановкой всех остальных скважин одно­го и того же куста, что приводит к существенным количественным ошибкам. Разница в приемистости одной и той же скважины может составить от 20 до 400 % [24]. С целью повышения точности (отклонения не более ±10%) и опера­тивности измерения расхода рекомендуется использовать устьевые дистанци­онные расходомеры, которые устанавливают в устьевой арматуре без разрядки скважин. Повышение контроля за закачкой вод для ППД позволит не только прогнозировать негативные гидролитогенные процессы, но и оптимизировать добычу нефти.

Кроме того, необходимо своевременно проводить ремонтно-изоляционные и ремонтно-восстановительные, а также ликвидационные работы.