Повышение качества цементирования скважин в многолетнемерзлых горных породах

Основной топливно-энергетической базой нашей страны в настоящее время являются месторождения севера Западной Сибири, характеризующиеся наличием в геологическом разрезе многолетнемерзлых горных пород (ММГП). Наличие криолитозоны в геологическом разрезе, а также низкое качество крепи скважин обуславливает возникновение специфических осложнений, таких как: растепление мерзлых пород, недоподъем тампонажного раствора до проектных значений, приустьевые обвалы горных пород, смятие обсадных колонн при обратном промерзании и др.

Цементирование обсадных колонн является необходимой и важной операцией в процессе сооружения скважины. Традиционные технологии и материалы для крепления обсадных колонн в таких условиях не всегда обеспечивают создание надежной и долговечной крепи в затрубном пространстве. В первую очередь, это относится к герметезации направлений, кондукторов и технических колонн, которые расположены в зоне распространения многолетнемерзлых пород.

Изменение температурного режима в скважине может способствовать возникновению нарушений в сплошности цементного камня с окружающими горными породами и обсадными трубами [1]. Поэтому для цементирования обсадных колонн скважин в зонах распространения многолетнемерзлых пород требуется применять специальные тампонажные растворы, для которых прогнозирование теплофизических свойств играет существенную роль в разработке их состава с заранее заданными технологическими свойствами.

Как показывает опыт цементирования скважин в сложных горно-геологических условиях, использование обычных тампонажных материалов на основе портландцементного клинкера не всегда обеспечивают качественное крепление скважины, не схватываясь в зонах распространения многолетнемерзлых пород даже при добавлении хлористого кальция. Применение пакеров также не дает положительного результата по причине интенсивного кавернообразования (коэффициент больше 2) пород, сложенных льдами. В настоящее время все большее применение при строительстве скважины находят расширяющиеся тампонажные материалы.

Результаты исследований показывают, что при введении в состав тампонажных растворов расширяющих добавок увеличивается плотность контакта цементного камня с сопредельными средами [2]. Плотность контакта во многом зависит от его объемных изменений в процессе твердения. Материалы со специальными добавками, обеспечивающими эффект расширения, позволяют улучшить герметичность крепи скважин за счет повышения напряжения в зонах контакта цементного кольца с колонной и стенкой скважины. При этом необходимо учитывать влияние расширяющей добавки на реологические свойства раствора с целью обеспечения его незатрудненной прокачиваемости по стволу скважины и уменьшения гидродинамической составляющей давления. Основными показателями расширяющихся добавок в тампонажных растворах, влияющих на качество цементации обсадных колонн, являются величина расширения цементного раствора-камня в процессе затвердевания и величина сцепления цементного камня с прилегающими контактирующими поверхностями. Механизм расширения происходит путем заполнения всех, даже микроскопических, пустот в материале, обеспечивая прочность и монолитность структуры. Динамика расширения тампонажного раствора должна быть согласована с динамикой набора прочности. Если расширение произойдет до образования структуры цементного камня, то получится увеличение объема цементной суспензии, а не увеличение плотности контакта камня с горной породой и обсадной колонной [3].

Плотность контакта цементного камня на границах горная порода-цемент-обсадная колонна будет обеспечивать герметичность крепи скважины, если цементный камень при расширении будет создавать достаточное контактное давление в процессе твердения. Это давление будет обусловлено внутренними напряжениями в цементном камне, которые возникают вследствие расширения цементного камня. При использовании расширяющихся тампонажных составов необходимо учитывать соотношение возникающих внутренних напряжений и склонности цементного камня к пластическим деформациям [4].

Добавление оксидных расширяющих добавок, например оксидов кальция и магния, в тампонажном растворе способствует увеличению объема цементного раствора, что значительно повышает герметичность контакта камня с сопредельными средами. В это же время существует проблема наличия пены в таких растворах, что, в свою очередь, вынуждает добавлять в раствор химические реагенты-пеногасители, используемые для подавления вспенивания тампонажного раствора при бурении, что приводит к уменьшению эффективности расширения раствора-камня.

В качестве решения данной проблемы, направленного на улучшение качества цементирования в скважинах в условиях многолетнемерзлых пород, предлагается использовать устройство, представленное подвижным турбулизатором-активатором. Рассматривая предыдущие аналоги турбулизаторов, можно сказать об их низкой эффективности турбулизации потока тампонажного раствора, изменение которой затрудняется конструктивными особенностями угла наклона и конфигурации лопастей, что препятствует достижению требуемого технического эффекта.

При использовании турбулизатора-активатора, поставленная задача решается увеличением показателя фактической скорости течения раствора в кольцевом пространстве, путем установки его на обсадной колонне [5]. Указанный технический результат достигается тем, что устройство имеет регулируемые неподвижные направляющие секции с расположенными по корпусу лопастями, угол наклона которых направлен в противоположную к лопастям подвижной средней секции сторону.

Устройство для цементирования скважин содержит корпус, выполненный в виде трех отдельных секций, двух неподвижных – верхней (рис. 1) и нижней (рис. 3) – и средней подвижной секции (рис. 2). Каждая из секций содержит корпус и лопасти: верхняя лопасти 1 и корпус 2, нижняя – лопасти 5 и корпус 6, средняя – лопасти 3 и корпус 4. Лопасти 3 подвижной средней секции имеют угол противоположно направленный углу наклона лопастей 1, 5 неподвижных секций и диаметр D_2, меньше диаметров D и D₃ лопастей 1 и 5 неподвижных секций, которые предотвращают прилегание лопастей 3 подвижной секции к стенке скважины или внутренней части предыдущей обсадной колонны.

РИС. 1. Неподвижная верхняя секция

РИС. 2. Подвижная средняя секция

РИС. 3. Неподвижная нижняя секция

При изготовлении неподвижных элементов выполняются проточки диаметрами D₁ и D₄ (направляющие) с длиной L и L₁ (элемента вращения), обеспечивающие свободное вращение подвижной секции, с возможностью регулирования зазоров h и h₁ при креплении и регулировании на обсадной колонне 7 (рис. 4).

РИС. 4. Общий вид устройства, установленного на обсадной колонне

Первоначально, в процессе продавливания, тампонажный раствор попадает на лопасти неподвижной секции турбулизатора, закрепленного на обсадной колонне с изменением направления потока. Движение потока тампонажного раствора противоположно углу наклона лопастей подвижной секции устройства, что заставляет ее вращаться, увеличивая фактическую скорость течения раствора. Активатор, установленный на обсадной колонне, создает дополнительное увеличение турбулентности потока, что обеспечивает однородность раствора, влияющую на свойства пеноцементного раствора (камня). Сжатый тампонажный раствор находится в скважине под давлением, следовательно при увеличении турбулентности потока исключается эффект разделения фаз. Дополнительное перемешивание тампонажного раствора оказывает положительное влияние на свойства формирующегося цементного камня. Обязательно необходимо устанавливать турбулизаторы в интервалах значительного увеличения диаметра ствола скважины, ввиду наличия там более низкой скорости восходящего потока.

Применение рассматриваемого способа позволяет повысить качество цементирования скважины, за счет установки вращающегося турбулизатора-активатора, который увеличивает скорость течения раствора, а также повторно активирует часть оксидных расширяющих добавок. Применение данного устройства позволит также избежать процесса приготовления расширяющейся системы на устье скважины, то есть активация раствора будет проявляться в условиях скважины.

Литература:

1. Кудряшов Б.Б. Бурение скважин в мерзлых породах / Б.Б. Кудряшов, А.М. Яковлев. – М.: Недра, 1983. – 286 с.

2. Овчинников П.В. Специальные тампонажные материалы для низкотемпературных скважин / П.В. Овчинников, Кузнецов В.Г., Фролов А.А. – М.: ООО Недра-Бизнесцентр, 2002. – 115 с.

3. Агзамов Ф.А. О необходимой величине расширения тампонажных материалов / Агзамов Ф.А., Бабков В.В., Каримов И.Н. // Территория нефтегаз. – 2011. – № 8. – С. 14-15.

4. Куницких А.А. Повышение качества крепления скважин расширяющимися тампонажными составами: автореферат. дис. …канд. техн. наук / А.А. Куницких Санкт-Петербург: Санкт-Петербургский горный университет (СПГУ), 2016 г. – 20 с.

5. Устройство и способ цементирования скважин: пат. 2289015 Российская Федерация: МПК С1 Е 21 B 33/14 / Двойников М.В., Овчинников В.П., Овчинников П.В., Пролубщиков С.В., Третьяков А.А. – № 2005113473/03; заявл. 03.05.2005; опубл. 10.12.2006, Бюл. № 34.