Концепция качества пробуренных нефтяных и газовых скважин

The concept of quality of oil and gas wells drilled

A. BULATOV, doctor of technical Sciences, professor, Krasnodar

Предложена теория обеспечения качества буровых скважин. Автор считает, что необходимо придать силу закона обязательным мероприятиям обеспечения герметичности зацементированного заколонного пространства скважин.

The proposed theory of quality assurance of drilling wells. The author believes that it is necessary to give the force of law mandatory activities ensure the tightness cemented for the column space of wells.

Предыстория. До недавнего времени «концепция» бурения сводилась к тому, чтобы как можно быстрее пробурить скважину до продуктивного пласта и начинать ее эксплуатацию. Скорость – все. Не обращалось внимания на состояние ствола скважины во время и после бурения (здесь вопросы, связанные с осложнениями в процессе бурения, не рассматриваются – они изучены, и их профилактика результативна).
Скважина может буриться быстро или медленно, в процессе бурения могут случаться осложнения или их может не быть, но во всех случаях крепь скважины должна быть герметичной. Это есть качество пробуренной скважины.
Но вопросы качества пробуренной скважины несколько неопределенны и неоднозначны; они имеют свою историю и всегда были предметом споров буровиков, передающих скважину после окончания бурения, и промысловиков, принимающих ее после успешного испытания на приток нефти. Позже озаботились состоянием призабойной зоны пласта (ПЗП), подверженной загрязнению буровыми и тампонажными растворами (в основном их фильтратами), что тормозило ввод скважин в эксплуатацию или показывало заниженный результат. Появился даже термин «заканчивание скважин» (с моей подачи).
Но оставался вопрос обеспечения качества крепи скважины. Громадные объемы потерь нефти и газа, невероятные материальные затраты (а подчас и людские потери) при осложнениях и авариях, связанных с негерметичностью зацементированного заколонного пространства скважин, вопиют о необходимости выработки более глубокого понимания проблемы. Что такое крепь и почему ей должно уделяться особое внимание? Крепь – это искусственное сооружение в скважине (близкой к цилиндру или многоугольному каналу), включающее в себя колонну обсадных труб, цементное кольцо и стенку скважины, представленную породами различного химико-минералогического состава, травмированную при обнажении долотом и трубами и характеризующуюся наличием каверн и выступов, наклоном к вертикали и формой. В какой среде происходит формирование и работа крепи? Вопрос сложный из-за отсутствия информации. Но кое-что известно. Создается это сооружение в узком кольцевом пространстве в среде не полностью вытесняемого бурового (глинистого) раствора, и входит оно в контакт (соприкосновение) с глинистой коркой, сведения о которой отсутствуют.
Крепь сооружается для изоляции продуктивного горизонта. А для этого в ней изначально не должно быть или образовываться позже каналов и зон пониженного давления.
Сколько бы времени скважина ни бурилась, бурение – это фрагмент в ее жизни. Сооружение же крепи скважины (крепление и цементирование ствола) – это многолетнее средство обеспечения использования результата бурения – добычи углеводородов. И от ее качества зависят срок работы скважины, издержки и охрана недр.
Некачественное цементирование скважин может быть причиной неправильной оценки перспектив разведываемых площадей, появления «новых» залежей нефти и, особенно, газа в коллекторах, перетоков флюидов, грифонообразований, газонеф­теводопроявлений. Это один из наиболее опасных видов осложнений, часто переходящий в аварии. Перетоки флюидов – обычное явление. Как далеко заходят эти процессы, пока точно неизвестно – таких экспериментов специально не ставят. Но, очевидно, очень далеко.
Самыми яркими примерами (а сколько их осталось за официальным кадром!) этих сложнейших и невероятно дорогостоящих аварий служат месторождение Шебелинка, Украина, и месторождение Памукское, Узбекистан; в последнем случае аварийное фонтанирование скважины и борьба с фонтаном предварялись перетоком газа из продуктивного пласта во все проницаемые вышележащие пласты; начали фонтанировать структурные скважины, пробуренные до бухарских пластов (палеоген). Пришлось бурить наклонную скважину для установки ядерного заряда, взрывом которого был ликвидирован и фонтан, и перетоки газа.
Но не всегда эти осложнения происходят по нерадивости, халатности исполнителей. У них подчас нет даже представления, что определяет качество крепи нефтяных и газовых скважин.
Когда бурят, о крепи не думают, и никаких документов, обязывающих хотя бы думать на эту тему, нет.

Качество пробуренной скважины – это герметичность зацементированного участка заколонного пространства.

Весь же процесс бурения должен быть подчинен требованиям создания приемлемых условий для сооружения герметичной крепи. Ведь только герметичная крепь обеспечит стабильную работу эксплуатационных скважин и охрану недр. Нужен ствол определенной конфигурации, близкой к цилиндру, а не ствол, травмированный желобами, кавернами, характеризующийся наличием подверженных гидроразрыву при малых перепадах давления пластов – в идеале эти пласты надо изолировать перед цементированием. Как? Кое-чего специалисты добились. Цементирование должно быть заключительным аккордом, к которому бы готовились и подготавливались в процессе бурения, ствол скважины приводили в порядок, а не использовали его для сокрытия всех недостатков бурения по принципу: концы в воду.
Несмотря на многолетнюю мировую практику крепления скважин тампонажными (в основном, порт­ландскими) цементами, очень мало известно о формировании заколонного цементного кольца. Это объясняется недоступностью визуального или приборного исследования изучаемого объекта, а также сложностью процессов, происходящих в заколонном пространстве, начиная с момента вытеснения бурового раствора тампонажным (гидродинамика), перемешивания, оставления в покое и в процессе его дальнейшего твердения (физикохимия явлений). При формировании цементного камня происходят взаимосвязанные и взаимообусловленные процессы.
Если на поверхности флюиды не проявляются (грифоны), то перетоки между пластами могут возникать часто. И они мало кого интересуют. Масштабы ущерба от негерметичности зацементированного (или тем хуже – незацементированного) заколонного пространства (или его части), по моим приблизительным подсчетам, огромные. Что же делать?

Крепить, и точка

Причины формирования каналов в зацементированном участке скважины оставались неизвестными. Каждая новая группа ученых анализировала факторы, которые подвергались рассмотрению предыдущей группой. Т.е. все исследователи пережевывали одни и те же факторы в течение многих десятилетий, а крепь оставалась негерметичной.
Как формулировались причины негерметичности? «Низкая прочность цемента», «плохое вытеснение глинистого раствора цементным», «односторонний подъем цементного раствора», «недоподъем цементного раствора», «плохое сцепление» (чего с чем?); позже: «цементный раствор смешался с глинистым», «седиментация цементного раствора после задавливания его в заколонное пространство», «падение давления на продуктивный (газовый) пласт в процессе твердения цементного раствора», «зависание цемента», «диффузия газа через цементный камень», «сверхдиффузия» и другие почти фантастические и даже мистические причины. Рекомендации оставались прежними: применение центрирующих устройств, увеличение скорости подъема цементного раствора в заколонном пространстве; позже: применение буферных жидкостей, установка муфт двухступенчатого цементирования с разрывом во времени. Расхаживание обсадной колонны во время движения цементного раствора в заколонном пространстве рекомендовалось, но нигде не осуществлялось (мне известны только семь случаев реализации способа на практике; пять из них проведены с моим участием). Газонефтеводопрявления и грифоны не прекращались, ставя неудобные вопросы научным коллективам, пытавшимся найти первопричину негерметичности. Тщетно. Значит, сотню лет масса специалистов мира не то и не там искали. Причины были глубже. Мне повезло больше.
А как трактуется качественное цементирование скважины на момент ее испытания на приток? Это обеспечение заданной высоты подъема цементного раствора и «качественная» цементограмма, проведенная после обработки зоны цементирования (ОЗЦ). Ныне для этих целей повсеместно (и в зарубежной практике) применяется косвенный акустический метод контроля. Но данные о «качестве» цементирования, основанные на показаниях цементомера, вообще не могут быть предметом обсуждения, так как, кроме высоты подъема цементного раствора (и то далеко не всегда корректные, особенно в случае применения модифицированных растворов) ничего характеризовать не могут; я не докопался, кто персонально такую глупость высказал, и кто ее утвердил. Для оценки наличия каналов в крепи скважин могут быть использованы приборы конструкции ВНИИКРнефти (1970 – 1975) и объединения «Кубаньгазпром».
На ствол скважины, его отличие от номинальных размеров долот, размеры каверн по радиусу ствола и протяженности, отклонение формы ствола от цилиндрической внимания не обращают (и никогда не обращали) и тему не обсуждают.
Появились «робкие» работы о конфигурации ствола скважины в зависимости от конструкции (типа) долот; но и они только констатировали факт отклонения от цилиндрической формы.
Так какую же скважину после бурения считать качест­венной? При нынешнем подходе к строительству скважин – почти никакую.
Предложенная теория каналообразований в зацементированном заколонном пространстве является основой концепции качественного строительства буровых скважин. В ней герметичность зацементированного заколонного пространства, связывается с возникновением каналов, природой которых являются физико-химические процессы (доминанта – контракция твердеющего цементного раствора-камня) разрушения оставшихся не вытесненными глинистого раствора и глинистой корки. Возникающие каналы дренируются при движении по ним газа, и газ направляется к поверхности и/или в другие коллекторы с меньшим давлением.
Главный вопрос. Качество пробуренной скважины – это герметичность зацементированного участка заколонного пространства. Т.е. это вопрос предупреждения каналообразований.
Основа осложнения. Для движения по зацементированному заколонному пространству флюидов, в первую очередь газа, необходимо наличие двух составляющих: давления, которое в газовом пласте всегда наличествует, и канала. Вот насчет канала – дело сложное и непонятное – его не должно быть, но без него движения газа быть не может, а газ движется; значит, он есть; но как он образуется? После длительных (более 100 лет) поисков чуть ли не всем нефтегазовым миром (в первую очередь, в СССР – России) мною установлено, что основным и самодостаточным фактором каналообразований в зацементированном заколонном пространстве является свойство (способность) твердеющего портландцементного раствора-камня развивать на своей поверхности вакуум – понижение давления (контракционный эффект), способствующее подсосу из окружающей среды жидкости (воды, нефти) – обезвоживанию оставшегося невытесненным бурового (глинистого) раствора и фильтрационной корки. Объем поглощаемой жидкости в зависимости от физических условий определен: от 8 до 10%. Возникновение каналов есть следствие действия «троянского коня», свойства самого минерального вяжущего – цемента – контракции цементного раствора-камня при их твердении. Эффект известен не менее 200 лет. Что же это такое?
Контракция – это физико-химический процесс, в результате которого проявляется дефицит общего объема при соединении составляющих – цемента и воды – при их схватывании и твердении: т.е. взяли V воды и V цемента, а при их соединении и последующем твердении общий объем меньше 2V. Почему? Каждое зерно цемента принимает в себя воду, почти не изменяясь в объеме. Зерен много – общее поглощение воды значительное. Оно восполняется из окружающей среды; в скважине – из соприкасающихся остатков невытесненного бурового раствора и глинистой корки. Они обезвоживаются и превращаются в «черепки» (при действии высоких температур – сразу; при повышенных – позже). В них возникают каналы различного размера и протяженности (и/или зоны пониженного давления), куда устремляется пластовый флюид, в первую очередь, газ со своим пластовым давлением. Каналы дренируются, увеличиваются в размерах. Механизм дренажа образующихся каналов затвердевающего и затвердевшего камня из тампонажного раствора различного состава не изучен. Контракция – это свойство минеральных вяжущих, в т. ч. любых цементов – портландских и шлаковых, проявляющееся при смешении их с водой (этим свойством обладают и глины при их замачивании). Поэтому «бороться» с нею бесполезно. Но уменьшение проявления контракционного эффекта – задача решаемая, и снижение его влияния на формирование каналов в цементируемом участке даже до нуля нам под силу. Но процессы для конкретных условиях мало изучены. Если контракция цемента «неистребима», можно ли заменить цементы чем-то другим, не обладающим этим свойством? Нет, нельзя по следующим причинам. Такого материала на неминеральной основе пока нет; скважин в мире бурится очень много, и используется на 100% скважин только портландский цемент, который выпускается миллионами тонн, и перейти на эфемерное вяжущее невозможно; «протиснуться» по полной технологической программе на цементных заводах с новым минеральным цементом невозможно (шлаковые цементы получили путевку в жизнь, в первую очередь, потому, что они не требуют обжига).
Открытие и обоснование природы каналообразований в зацементированном заколонном пространстве вследствие действия контракционного эффекта позволило осмысленно подойти к оценке качества пробуренной скважины и вычленить факторы, от которых это качество зависит, определить их весомость, сформулировать технологию минимизации их отрицательного воздействия, разработать и утвердить технические условия (ТУ) и инструкции с целью их выполнять, не предоставляя возможности прикрываться «использованием новой техники и рацпредложениями», которые, дескать, «улучшают» качество и удешевят работы.
Еще не совсем определена роль формы ствола скважины на (обобщаю) качество цементирования – на полноту вытеснения бурового раствора (решения о замещении одной вязко-пластической жидкости другой есть только для цилиндрического и щелевидного каналов). Форма ствола и его направление в грубом приближении могут быть определены заранее и охарактеризованы как «цилиндрический» канал «определенной» направленности. Некоторую информацию дают о нем каверномер и профилемер. Еще перед спуском обсадной колонны ствол прорабатывают – для свободного прохождения колонны труб (особенно при наличии неустойчивых глинистых отложений). И это все.

Что делать? И что изучать?

1. Понижение роли контракционного эффекта цементного раствора-камня.
Оно связано с введением наполнителей (порой активных – Si02 – при высоких температурах, чаще – малоактивных), которые заменят часть «контракционноспособного» цемента на почти инертные добавки. Но эта замена цемента добавкой приводит к существенному снижению механической прочности тампонажного камня, а ГОСТ требует, по мнению некомпетентных «блюстителей закона», неукоснительного выполнения указанных норм. Круг замкнулся. Мне стоило большого труда, проведя огромный объем работ (и защитив кандидатскую диссертацию «Выявление роли прочности цемента…»), чтобы доказать, что прочность цементного камня, указанная в ГОСТ на тампонажный цемент, – это требования к качеству материала, а не оценке возможности или целесообразности его использования в конкретных условиях. После разрешения этого конфликтного вопроса открылась возможность применения модифицированных различными наполнителями и добавками тампонажных цементов (смесей) для основного (первичного) цементирования скважин (для других работ, например, установки мостов специального назначения требования к прочности иные). Их применение – залог снижения эффективности действия контракционного эффекта. Но это снижение количественно не проверено для тампонажных смесей при различных физических условиях.

Ради обеспечения герметичности крепи скважины необходимо изменить отношение к формированию ствола скважины, хотя бы пока в интервале подъема тампонажного раствора – он должен быть близок к цилиндрическому.

Наполнители тампонажного раствора одновременно выполняют и другую (технологическую) роль: кварцевый песок, молотые шлаки; утяжелители (барит, гематит, магнетит, железистые формы кварцевого песка); понизители плотности (отходы пластмассовой промышленности, киры; вода, связываемая глиной, глинопорошком и др.; газосодержащие материалы, воздух, связываемый структурообразователями). Кстати, при высоких температурах и давлениях использование любого кварцевого песка совершенно необходимо: лучше применять «плохой» загрязненный некварцевыми материалами кварцевый песок, чем не применять никакого. В составе цементного раствора и буферной жидкости при движении он способствует дополнительной очистке стенки скважины. Но этот факт не проверен.
Ремарка: контракцию цементных растворов увеличением водоцементного отношения не исключить – не пытайтесь!
Применение цементов на основе доменных шлаков, имеющих пониженный контракционный эффект, и их модифицированных комбинаций с использованием тех материалов, которые указаны в случае с портландцементом.
2. Буровые растворы
Ствол скважины, в котором впоследствии будет формироваться крепь, заполнен глинистым раствором – суспензией с введенными, при необходимости, наполнителями, состоящей из глины и воды, химически обработанной реагентами. Этим достигают свойств, способствующих, по намерениям, безаварийной скоростной проводке скважины (эпизодически применяют буровые растворы на нефтяной основе). Любой буровой раствор должен быть замещен цементным (шлакопесчаным).
Строго говоря, какие бы буровые растворы ни применялись при бурении скважин с почти всегда присутствующими глинистыми отложениями, образующаяся глинистая суспензия будет являть собой препятствие для обеспечения контакта тампонажного раствора со стенками скважины и обсадной колонны. Поэтому о физико-химическом и химическом взаимодействии (адгезии, сцеплении) цементного раствора-камня с поверхностями труб и пород не может быть и речи. Однако буровые растворы с их физико-механическими особенностями во многом определяют успешность процесса вытеснения их тампонажными и могут существенно изменить ситуацию с фильтрационной коркой. Успехи химии велики, и, пользуясь ими, усилия исследователей должны направляться на обеспечение более полного замещения и вымыва бурового раствора буферной жидкостью и тампонажным раствором применением соответствующей физико-химической обработки растворов, обеспечивая отсутствие либо неразрушаемость фильтрационной корки. Какими они должны обладать свойствами: а) быть максимально вытесняемыми; б) чтобы фильтрационная корка или отсутствовала, или была бы неразрушаемой (не отдавала бы жидкую фазу или, отдавая ее, не уменьшала бы габаритных размеров, а ее остатки не превращались в камнеподобное тело).
3. Технология

Уменьшение проявления контракционного эффекта – задача решаемая, и снижение его влияния на формирование каналов
в цементируемом участке даже до нуля нам под силу.

На практике под технологией цементирования понимаются процессы подготовки и проведения цементирования скважины, т.е. замещение в заколонном пространстве бурового (как правило, глинистого) раствора буферной жидкостью и тампонажным раствором. Сам процесс несложный, кроме случаев цементирования с большой высотой подъема тампонажного раствора в заколонном пространстве глубоких высокотемпературных скважин с использованием большого количества единиц техники. Но он имеет особенности, связанные с природой замещения одной вязкопластической жидкости другой в канале переменного профиля и наличием поглощающих пластов и пластов, склонных к гидроразрыву. 100%-ного вытеснения бурового раствора достичь пока не представляется возможным. Процесс цементирования – операция необратимая.
Лучшие условия для вытеснения бурового (глинистого) раствора обеспечиваются, когда скважина представляет собой форму, близкую к цилиндру. Глинистый раствор заходит (задавливается) во все ниши травмированной стенки ствола скважины, и его из этих полостей касательным потоком извлечь невозможно. Там он продолжает терять воду при действии контракционного эффекта, создавая зоны пониженного давления или каналы. Сказанное относится и к большим кавернам, и к маленьким «травмам». Ради обеспечения герметичности крепи скважины необходимо изменить отношение к формированию ствола скважины, хотя бы пока в интервале подъема тампонажного раствора – он должен быть близок к цилиндрическому (допуски предстоит оценить); стенка должна характеризоваться отсутствием выступов, каверн и прочих нарушений-поражений целостности и «гладкоствольности» ее поверхности. И в этом случае (вкупе с центрированием колонн, скребков, применением буферной жидкости и расхаживанием колонн) обеспечится близкое к 100% замещение бурового раствора тампонажным.
Все ранее используемые мероприятия для повышения качества цементирования скважин востребованы и в предложенной концепции, так как они направлены на более полное вытеснение бурового раствора тампонажным. Это: центрирование обсадных колонн с целью избежать нахождения в «узких» серповидных участках бурового раствора; скребков – для снятия глинистой корки или налипшей его массы на нефильтрующих породах; буферных жидкостей разного назначения для смыва глинистой корки со стенки скважины, промывки скважины при вытеснении бурового раствора. Добавляется старое-новое, но теперь уже обязательное: не применяемое расхаживание обсадной колонны в процессе движения тампонажного раствора в заколонном пространстве. И требования к стволу скважины (степень нарушенности, отклонение от цилиндричности и номинального размера долота) и его стенке.
Характер смешения и долевые соотношения растворов по высоте и по радиусу неизвестны и требуют изучения в целях последующего установления долговечности крепи и ее отдельных участков. Но они определяют долговечность крепи.
Увеличение скорости движения буферной жидкости и тампонажного раствора в заколонном пространстве, если позволяют геологические условия, и подъем последнего на возможно большую высоту – увеличение времени воздействия потока – дополнительная мера для более полного вытеснения глинистого раствора и разрушения глинистой корки, а также – залог охраны недр.
Известный (разработанный во ВНИИКРнефти) метод расхаживания (существенно менее эффективно вращение) и оборудование для него обсадной колонны во время движения цементного раствора в заколонном пространстве, теперь, после установления причины каналообразований в зацементированном заколонном пространстве, получил доказательное объяснение необходимости его применения как обязательного процесса в целях обеспечения качества пробуренной скважины. Он должен быть включен в производственный процесс как обязательный. Почему и что это дает? Он способствует перемешиванию значительных объемов движущихся буферной жидкости и цементного раствора с незначительным объемом невытесненого потоком глинистого раствора (из «узких» мест) и корки и распределение последних в массе движущегося и перемешивающегося цементного раствора. Влияние контракционного эффекта как каналообразующего резко снижается. Бесспорно, это кардинальное мероприятие, которое вкупе со всеми ранее названными обеспечит успех, близкий к 100%. Экспериментально эффективность перемешивания растворов и корки не изучена, и вопрос требует опытной доработки с привлечением элементов теории моделирования. Главное здесь: установление оптимальных соотношений смесей при наиболее ярко выраженном каналообразовании. Теперь получено объяснение многолетней герметичности нескольких глубоких высокотемпературных скважин Ставрополья, Кубани и двух скважин в Ираке (работы проведены мною и Г.П. Домановым), зацементированных с применением метода расхаживания.
4. Техника
Тампонажный цемент – смесь портландцемента (шлакопесчаная смесь) с наполнителями и химическими добавками должна строго соответствовать рецептуре, подобранной в лаборатории как по количественному составу компонентов, так и по принятым материалам, т.е. подбор рецептуры должен проводиться только с теми материалами, которые будут использованы при цементировании. Приготавливаемый раствор должен быть однородным и постоянным по плотности в течение всего процесса цементирования (это требование может быть несколько смягчено при использовании осреднительной емкости, но емкость – элемент в обвязке скважины, привносящий возможные негативные последствия). Подача раствора должна быть равномерной.
ПЗП и ее загрязнение. При вскрытии продуктивного горизонта ПЗП загрязняется. Механизму загрязнения продуктивного пласта, особенно нефтяного, посвящено много работ, выполненных во ВНИИКРнефти. Однако, вследствие разнообразия геологических условий, химико-минералогического состава пород, свойств нефти и буровых растворов окончательного решения проблемы нет конца. У нас только один инструмент изменяемого воздействия – буровой раствор.
Охрана недр и пути ее достижения (обеспечения). Под охраной недр понималось обеспечение сохранности объема углеводородов и благополучная, без потерь, их доставка на промысел. Т.е. ни о какой охране недр, в самом обычном понимании этого слова, речи не было. Более того, при разбуривании Самотлора даже «забывали» спустить обсадные колонны, так как их попросту не было.
Оценка состояния качества цементирования через значительное время работы скважины затруднена, но некоторые данные получены с использованием методов сверления колонны труб и извлечения проб. Работы ВНИИКРнефти по изучению состояния «качественно» зацементированных скважин через 15 – 20 – 30 лет показали, что в значительном числе случаев цементного камня в заколонном пространстве нет, бывали отдельные фрагменты неопределенной формы. Причины не установлены, зафиксирован только факт. Это поле для дальнейших исследований. Изучить причины изменения состояния заколонного камня – важнейшая задача.
Разработчиков и предпринимателей мало занимали вопросы нарушения правил крепления скважины и обеспечения несообщаемости одного пласта с другим, т.е. мало задумывались они над охраной недр. Если битва за охрану окружающей среды уже развернулась (пагубные результаты некоторых сторон деятельности человека слишком очевидны), то борьба за охрану недр еще только начинается (пагубность и опасность нарушения законов мало заметны), хотя они взаимосвязаны. Пока осуществляется процесс углубления скважины, буровой раствор, заполняющий ствол, выполняет функции активного изолятора – разобщает пласты, предохраняет их от проникновения флюидов из других пластов. Но стоит раствору быть выброшенным, поглощенным или, наконец, коагулировать и уменьшить давление, как начнутся перетоки флюидов в скважину, из коллекторов с большим давлением в пласты с меньшим давлением, и поступление его к поверхности.

Необходимо будет придать силу закона обязательным мероприятиям обеспечения герметичности зацементированного заколонного пространства скважин.

Идет процесс выравнивания порового давления в пластах. Вода, нефть, газ окажутся перемешанными и потерянными для нас. А выход флюидов на дневную поверхность – это уже авария, которая почти всегда завершается потерей скважины. Может ударить и фонтан, образоваться грифон....
Что происходит в заколонном пространстве с буровым раствором после окончания процесса цементирования в течение долгих лет? Как изменяется давление его столба со временем? Пока не изучено.
Мы должны заботиться о кладовых природы, должны охранять их для своего же блага и блага своих потомков. В основе охраны недр существует правило «не навреди». Вот только, кому и чему не навредить не всегда и не везде ясно. Если для человека, сообщества людей или, наконец, для всего человечества – общие принципы ясны, то охрана природы – не имеет ясности, особенно в случае охраны недр. Охрана недр остается чаще всего вне поля зрения. Охрана недр и бурение скважин, проводка шахт и другие работы, связанные с углублением, находятся в противоречии; нужен компромисс. Он всегда – в пользу промышленности. Но, тем не менее, потери природы (это понятие должно быть четко сформулировано) должны быть минимальными. Как только их устанавливать – по каким критериям? Скважина проходит различные пласты. Есть водоносные пласты. Нам мало известно о других богатствах этих отложений. Они могут быть изучены и востребованы. Необходимо их сохранить, сберечь от вторжения флюидов других пластов. Залог их сохранения – охрана недр – герметичность ствола скважины (по всей глубине). Сохранить недра можно только качественным перекрытием вскрытых горизонтов – на первых порах, хотя бы проницаемых.
Итак, предложена теория обеспечения качества буровых скважин. Это единое, цельное полотно, в ткань которого вплетены все обоснованные и проверенные практикой разработки, результаты исследований. Необходимо будет придать силу закона обязательным мероприятиям обеспечения герметичности зацементированного заколонного пространства скважин. Во всех (читается не во всех вузах – не достает времени) соответствующих вузах и техникумах должна быть повсеместно введена самостоятельная специальность «Заканчивание скважин» с обязательными подразделами «Предупреждение загрязнения ПЗП», «Крепление и цементирование неф­тяных и газовых скважин» и «Охрана недр».
5. Инструкции, законы
Законы нужны в виде инструкций, нормативов, принимаемых на уровне руководителей нынешних гигантов «Роснефти», Газпрома, ЛУКОЙЛа и других, чтобы не допустить двоякого толкования предписаний. Нужна и служба контроля.
Отдаю себе отчет, что ныне, в эпоху всяких санкций, кризисов и других экономических сложностей, полного решения обозначенных проблем немедленно не будет, но в любом случае, в любой ситуации когда-то надо начинать – ведь на нашем поколении жизнь не остановится.

Комментарии посетителей сайта

    Функция комментирования доступна только для зарегистрированных пользователей


    Авторизация


    регистрация

    Булатов А.И.

    Булатов А.И.

    д.т.н., профессор, заслуженный деятель науки и техники РФ, заслуженный изобретатель РФ

    Просмотров статьи: 2873

    Рейтинг@Mail.ru

    admin@burneft.ru